Опасные газонасыщенные объекты на акваториях Мирового океана: Берингово море

Dangerous gas-saturated objects in the World Ocean: THE Bering Sea

V. BOGOYAVLENSKY,
A. KISHANKOV,
OGRI RAS,
Gubkin Russian State University
of Oil and Gas

Впервые выполненная интерпретация верхней части архивных временных разрезов сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ, около 5900 км) по акватории Берингова моря показала высокий уровень газонасыщенности миоцен-четвертичных терригенных отложений, представляющих опасность для проведения буровых работ. Вероятно, на глубоководье Алеутской котловины субвертикальной миграции газа в придонные отложения мешают большие пластовые давления и процесс образования газогидратов. Подтверждена широкомасштабная газонасыщенность верхней части разреза на акваториях арктических и субарктических морей. Доказана возможность извлечения из архивных материалов важной новой геолого-геофизической информации о потенциально газоносных объектах в верхней части разреза. Обоснована необходимость активизации комплексных исследований с развитием геоинформационных систем для повышения безопасности поиска, разведки и разработки месторождений на акваториях и суше.

For the first time conducted interpretation of the upper part of archival seismic CDP time sections (approximately 5900 km), covering the aquatory of the Bering Sea, demonstrated high level of gas saturation for Miocene-Quaternary terrigenic deposits, posing threat for drilling operations. Probably, on great depths of the Aleutian Basin, subvertical gas migration to shallow deposits is restricted by high reservoir pressures and the process of gas hydrates formation. Large-scale gas saturation of the upper part of the section of the Arctic and Subarctic seas was confirmed. Possibility of extracting new important geological and geophysical information about potential shallow gas-saturated objects from archival data was proved. Necessity of complex research, involving development of geoinformation systems, for increasing safety of prospecting, exploration and production of onshore and offshore fields was justified.

Необходимость уменьшения эмиссии парниковых газов, влияющих на глобальные изменения климата и экосистемы, снижение активности развития мировой атомной энергетики после катастрофы в Японии в 2011 г. и активный рост мирового потребления газа позволяют говорить, что в ХХI веке газ может стать основным источником энергии, добываемым из недр Земли. Многочисленные публикации свидетельствуют, что в верхней части разреза (ВЧР – приповерхностные отложения на глубинах до 500 – 900 м) сосредоточены гигантские ресурсы газа в свободном и гидратном состояниях [1 – 21]. Изучение газоносности ВЧР является одним из важнейших и перспективных направлений научных и производственных поисково-разведочных исследований на углеводороды (УВ) на суше и акваториях Мирового океана. Данным исследованиям уделяется большое внимание за рубежом, однако в России в этой сфере заметно существенное отставание.
Исследование неоднородностей строения ВЧР, в том числе связанных с залежами газа в свободном и гидратном состояниях, облегчает поиск традиционных залежей УВ на больших глубинах, уточняет строение геологического разреза за счет более точной скоростной модели ВЧР и повышает безопасность поисково-разведочного бурения [2, 3, 13]. Освоение небольших месторождений газа, расположенных в ВЧР, в ряде случаев может быть экономически более рентабельным по сравнению с традиционными месторождениями на больших глубинах. Газ приповерхностных залежей полезен как источник энергии для проектов разведки и разработки крупных шельфовых месторождений, а также для обеспечения нужд местного населения удаленных регионов, морского побережья и островов (особенно Арктики) [4].
В 2005 г. компания Norsk Hydro (позднее Statoil, а с 2018 г. – Equinor) при бурении поисковой скважины № 35/2-1 в Северном море на глубине 548 м от уровня моря в 164 м от дна открыла в высокопористых песчаниках плейстоцена месторождение газа Peon [15]. Размеры залежи достигают 18x6,5 км, площадь – более 100 км2, высота – до 31 м, а запасы оценены в 15 – 30 млрд м3. Подготовлен проект разработки этого месторождения.

Газонасыщенные объекты в ВЧР выделяются в виде аномалий сейсмических записей на стандартных данных двух- и трехмерной (2D и 3D) сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ), но наиболее хорошо они видны на материалах специальных исследований с помощью высокоразрешающей сейсморазведки (ВРС) 2D и 3D.

В 2017 г. компания Statoil пробурила геополитически важную поисковую скважину № 7435/12-1 в Баренцевом море в 35 км от морской границы с российским сектором Баренцева моря (Персеевский блок ПАО «НК ”Роснефть») в бывшей «Серой зоне», раздел которой между Россией и Норвегией был утвержден главами государств в 2010 г. Предполагаемое открытие гигантского месторождения УВ в отложениях триаса не состоялось, но на глубине 546 м от уровня моря в 293 м от дна была открыта залежь газа в песчаниках средней юры (формация Stø – байос, аален, тоарсий). Газонасыщенный интервал достигает 34 м, а запасы оценены в 6 – 12 млрд м3. Очевидно, что эти запасы в центре Баренцева моря не представляют самостоятельного коммерческого интереса. Однако в районах с развитой инфраструктурой нефтегазодобывающей отрасли или вблизи от удаленных населенных пунктов такие запасы могут представлять значительный интерес для организации газодобычи. Это подтверждается тем фактом, что уже в 2007 – 2011 гг. на шельфе Нидерландов на трех месторождениях в ВЧР началась газодобыча, еще пять подобных месторождений подготовлены к разработке, а всего, по данным сейсморазведки, выявлено около 150 потенциальных залежей газа в ВЧР [12]. По состоянию на 2014 г. из первых трех месторождений добыто более 8 млрд м3 газа.
Среди пионерских проектов освоения газовых гидратов на акваториях Мирового океана отметим достигнутые успехи Японии, опробовавшей технологии добычи газа на континентальном склоне в 2013 и 2017 гг., и Китая, с пробной добычей в Южно-Китайском море в 2017 г.
Исследование газонасыщенных объектов в ВЧР необходимо в связи с тем, что они представляют большую опасность при проведении поисково-разведочного бурения. Вскрытие таких залежей нередко сопровождается неконтролируемым выходом (выбросом) газа на поверхность, что неоднократно приводило к аварийным и катастрофическим ситуациям на буровых платформах и судах, а также на буровых установках на суше [2, 3, 13].
Газонасыщенные объекты в ВЧР выделяются в виде аномалий сейсмических записей на стандартных данных двух- и трехмерной (2D и 3D) сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ), но наиболее хорошо они видны на материалах специальных исследований с помощью высокоразрешающей сейсморазведки (ВРС) 2D и 3D. В качестве одной из очень успешных технологий УВРС-3D (ультра-ВРС) можно назвать разработку норвежской компании Geometrics P-cable [16].
Сейсмическим аномалиям, указывающим на газопроявления в ВЧР, и вопросам дегазации недр посвящено большое количество исследований в различных акваториях Мирового океана. Проведенный нами анализ более 30 тыс. км временных разрезов МОГТ, построенных по данным сейсморазведки в Охотском море (более 7 тыс. км, ОАО «ДМНГ»), в море Лаптевых (около 3,5 тыс. км, ОАО «МАГЭ»), в Беринговом море (5,9 тыс. км, USGS), в море Бофорта (около 4,6 тыс. км, USGS) и Чукотском море (около 9,6 тыс. км, USGS), наглядно иллюстрирует, что в ВЧР акваторий северного полушария Земли содержатся многие тысячи залежей газа в свободном и гидратном состояниях [5 – 7].
В данной работе приведены результаты исследований неоднородностей в ВЧР северо-западной части Берингова моря с целью выявления потенциально газоносных объектов.


Краткий географо-геологический очерк
Берингово море относится к окраинной северной части Тихого океана, расположено между Азией и Северной Америкой, на юге ограничивается островами Командорско-Алеутской дуги, а на севере через Берингов пролив сообщается с Северным Ледовитым океаном (Чукотским морем). Во времена сартанского оледенения два континента имели обширное сухопутное сообщение. Площадь Берингова моря составляет около 2,32 млн км2. Его дно состоит из трех морфологических зон, включающих шельф в северной и восточной частях, континентальный склон и глубоководную Алеутскую котловину в его центральной и юго-западной частях с максимальной глубиной 4150 м вблизи Командорских островов. Данная котловина состоит из собственно Алеутской, Командорской и Бауэрса. Основными осадочными бассейнами Берингова моря являются Анадырский, Наваринский, Хатырский, Нортон, Святого Георгия и Бристольский. В настоящей работе рассматриваются Анадырский нефтегазоносный бассейн (НГБ) и Наваринский потенциальный НГБ (ПНГБ), мощности осадочных отложений в которых достигают, соответственно, 5 и 8 – 9 км.
Анадырский НГБ находится в пределах северо-западного (российского) сектора Берингова моря и продолжается на суше Чукотки. На севере и северо-западе бассейна расположено Чукотское нагорье, на юге и юго-западе – Корякское нагорье с выходами на поверхность или неглубоким (менее 1 км) залеганием сильно дислоцированных пород мезозойского фундамента. Фундамент перекрыт комплексом верхнемелового-среднеэоценового возраста, который отдельными исследователями определяется как переходный, а другими – относится к осадочному чехлу. Выше залегают два комплекса, разделенные угловым несогласием и стратиграфическим перерывом – верхнеэоцен-олигоценовый и миоцен-четвертичный. В структуре осадочного чехла выделяются прогибы, поднятия, разрывные нарушения, образовавшиеся в результате интенсивных тектонических деформаций. К ВЧР относится миоцен-четвертичный комплекс, мощность которого изменяется от 500 – 1000 м до 3500 – 4000 м в прогибах [1]. Осадконакопление в неогене происходило в мелководно-морских, прибрежно-морских и субконтинентальных условиях. Отложения представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, глин, также присутствуют прослои углей [21]. Четвертичная система состоит из песчано-галечных осадков. Наваринский ПНГБ находится к юго-востоку от Анадырского НГБ, отделяется от него Анадырским хребтом и имеет схожее геологическое строение.
На континентальной части Анадырского НГБ открыты месторождения Верхне-Эчинское нефтяное, Телекайское и Восточно-Телекайское газоконденсатно-нефтяные, Западно-Озерное газовое. На последнем ведется добыча газа в небольших объемах (20 – 27 млн м3 в год) для ТЭЦ г. Анадырь.

На акватории открытых месторождений не имеется, однако, по аналогии с сушей, прогнозируется наличие месторождений УВ. В 2002 г. в Анадырском заливе на структуре Центральная в 180 км от берега ОАО «Сибнефть-Чукотка» была пробурена первая (и единственная) скважина (забой 2785 м), не принесшая открытия месторождения УВ (рис. 1). Нефтегазоматеринские толщи нижнемиоценового и эоцен-олигоценового возраста находятся, преимущественно, на стадиях катагенеза ПК3-МК2, в них возможна генерация нефти. Более глубокие верхнемеловые и палеоцен-эоценовые отложения способны генерировать легкую нефть и газоконденсат. В породах среднего и верхнего миоцена возможно образование биогенного газа. Потенциальными коллекторами являются песчаники миоцена.
На акватории Берингова моря бурение проводилось в ходе международных программ DSDP (Deep Sea Drilling Program) и IODP (Integrated Ocean Drilling Program). В 1971 г. бурение в исследуемом регионе выполнено в рамках 19-го этапа программы DSDP (рис. 1). C бурового научно-исследовательcкого судна (НИС) «Glomar Challenger» пробурено 6 скважин в глубоководной части акватории [19]. В трех из них были отмечены газопроявления (рис. 1). В 2009 г. бурение проводилось в ходе экспедиции IODP 323. C бурового НИС «JOIDES Resolution» было пробурено 6 скважин также в пределах глубоководной котловины [17].
В российском секторе Берингова моря в ходе экспедиций ТОИ ДВО РАН в 2008 г. были выявлены аномалии метана и газовые факелы на прикамчатском склоне [9]. По материалам сейсморазведочных работ, выполненных ОАО «Дальморнефтегеофизика» в 1988 и 2007 гг. в Хатырском бассейне, определены зоны вероятного распространения газовых гидратов площадью 1650 и 1100 км2.


Анализ сейсмических разрезов МОГТ
Для выполнения исследований неоднородностей в ВЧР северо-западной части Берингова моря, включающей Анадырский и Наваринский осадочные бассейны, а также зону перехода от шельфа к глубоководной Алеутской котловине, были использованы сейсмические материалы (временные разрезы МОГТ) по 42 региональным сейсмопрофилям Геологической службы США USGS (рис. 1). В 1977 – 1980 гг. USGS провела большой объем сейсморазведки МОГТ по всему Берингову морю, в том числе в 1980 г. в Анадырском и частично в Наваринском бассейнах (рейс L-6-80-BS). Эти работы проводились НИС «S.P. Lee» с использованием группы из пяти пневмоисточников, 24-канальной сейсмокосы длиной 2400 м и цифровой записывающей системы GUS (Global Universe Science) Model 4200. Длина сейсмической записи варьировалась от 10 до 12 сек., в зависимости от глубины моря и особенностей геологического строения. В 1977 и 1982 гг. работы проводились в других секторах акватории Берингова моря (рейсы L-8-77-BS, L-5-76-BS и L-9-82-BS), в частности в южной части шельфа и в области перехода к глубоководной Алеутской котловине. Часть профилей, пересекающих Наваринский ПНГБ, находящийся на шельфе вблизи континентального склона, также использована в данной работе.
Приуроченность горизонтов BSR к диагенетической смене состава кремнистых пород в Охотоморском регионе подтверждается результатами бурения.

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» [2 – 7]) каждая неоднородность (аномальный объект) в ВЧР характеризовалась размером по горизонтали и глубиной залегания ее верхней части. Последнее обусловлено тем, что уверенно выделить расположенные ниже залежи в большинстве случаев сложно из-за низких частот сейсмозаписей (низкой разрешенности) стандартных работ МОГТ. Также, в зависимости от характерных особенностей каждой аномалии сейсмической записи, задавалась цифровая кодировка, включающая порядковые номера шести основных признаков анализируемых объектов, принятых в работе [6]:
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 примера показан фрагмент временного разреза L-6-80-BS 15 по Анадырскому заливу, на котором на пикетах 1455-1420 выделяются несколько разнесенных по вертикали (временной интервал 50 – 500 мс, глубина – от дна до 450 м) аномальных объектов длиной до 2 км, характеризующихся признаками 1, 2, 3, 4, 5 (рис. 3). Хорошо видны яркие пятна, инверсии фаз, а также прогибания осей синфазности, снижение частоты и зона тени под аномальной зоной ниже 0,5 с. Неоднородность ВЧР прослеживается с глубины от 450 м практически до дна, что может свидетельствовать о наличии в данном месте нескольких газовых карманов. В рельефе дна выделяется малоамплитудное (до 10 м) поднятие, которое, возможно, образовалось за счет деформации пластов под действием давления газа. В 20 пикетах к северо-востоку от данного объекта (на пикетах 1400-1380) наблюдается слабовыраженный аномальный объект, который также может быть газоносным, но в меньшей степени, чем первый. На другом участке этого профиля (пикеты 2900-3150) хорошо видны несколько аномальных объектов (рис. 4. 1), из которых наиболее сильно выражены три на временах 0,45 – 0,55  с (рис. 4. 2 и рис. 4. 3). Все они получили кодировки 12345.
На временных разрезах по Наваринскому бассейну выделено большое количество газонасыщенных зон. На рис. 5 показан фрагмент разреза L-8-77-BS 7E, на котором прослеживаются три зоны вероятного газонасыщения шириной 1 – 2 км: на временах 0,45 с (1), 0,25 с (2) и 0,3 с (3). В этих зонах видны высокие амплитуды, низкие частоты, небольшие прогибания ниже­лежащих отражающих горизонтов, зоны тени, смена полярности (коды 12345).
Впервые выполненная интерпретация верхней части архивных временных разрезов сейсморазведки МОГТ (около 5900 км) по акватории Берингова моря показала высокий уровень газонасыщенности миоцен-четвертичных терригенных отложений, представляющих опасность для проведения буровых работ.


Всего, в результате анализа временных разрезов МОГТ общей протяженностью около 5900 км, выделен 441 аномальный объект. Расположение объектов на исследованных сейсмопрофилях показано на рис. 2. Среднее расстояние между аномальными объектами в Анадырском НГБ составило около 14 км, в Наваринском ПНГБ – 11 км. Для сравнения отметим, что в Охотском море данное расстояние составляет примерно 20 км, а в море Лаптевых – 35 км.
Для предполагаемых залежей свободного газа выполнена статистическая оценка их распределения в ВЧР. Оценка проводилась раздельно по осадочным бассейнам – Анадырскому и Наваринскому, в целом по этим двум бассейнам, а также по прилегающей Алеутской котловине. Диаграммы статистического распределения прогнозируемых газовых карманов в ВЧР по горизонтальным размерам и глубинам верхних залежей приведены на рис. 6 и 7. По горизонтали размеры анализируемых аномалий в Анадырском бассейне изменяются от 130 до 3600 м. Наиболее часто встречаются объекты размером 500 – 1000 м (44,4 %) и 0 – 500 м (29,6 %). 95,8 % имеют размеры менее 2 км, 98,6 % – менее 3 км (рис. 6. а). Средний размер объектов составляет 830 м. В Наваринском бассейне размеры залежей изменяются от 200 до 5100 м. Чаще других встречаются объекты размером 500 – 1000 м (35,1 %) и 1000 – 1500 м (24,6 %). 82,1 % имеют размеры менее 2 км, 91,2 % – менее 3 км. Средний размер составляет 1340 м. Таким образом, в Наваринском бассейне прогнозируются более крупные залежи свободного газа.
В Анадырском НГБ большинство верхних залежей (81 %) расположено на глубинах до 300 м, а в интервале до 100 м – 53,5 % (рис. 6. б). Средняя глубина объектов по всем рассмотренным профилям составляет 170 м. В Наваринском ПНГБ на глубинах до 300 м расположено 88,8 % прогнозируемых залежей (рис. 6. б), максимальное количество – также в интервале до 100 м (49,1 %). Средняя глубина составляет 130 м. Таким образом, закономерности распределения объектов по глубинам для двух бассейнов подобны.

В целом, по двум осадочным бассейнам (рис. 7) на глубинах до 300 м прогнозируется 86,2 % верхних залежей, наибольшее количество – в интервале до 100 м (50,6 %). Средняя глубина – 140 м. Наибольшее количество выделенных аномалий имеют линейные размеры 500 – 1000 м (38,2 %), 1000 – 1500 м (22,2 %), 0 – 500 м (18,7 %). Размерами менее 2 км характеризуются 87,3 % предполагаемых залежей, менее 3 км – 94,3 %. Средний размер составил 1170 м.
Также 14 аномалий выявлено в Але­утской котловине – на временном разрезе вдоль профиля L-8-77-BS 07. В данной области все верхние залежи свободного газа прогнозируются на глубинах 500 – 700 м от дна (рис. 7). При этом на глубинах 500 – 600 м – 64,3 % залежей, а на глубинах 600 – 700 м – 35,7%. Большинство выделенных аномалий (71,5 %) имеют линейные размеры от 500 до 1500 м. Средний размер составил 1200 м.
При этом 8 из 14 неоднородностей имеют вид амплитудно-скоростных аномалий VAMP (Velocity-Amplitude), в которых наблюдаются характерные смещения отражающих горизонтов, связанные с изменением скоростных характеристик горных пород при их насыщении свободным газом или газовыми гидратами (ГГ) [19]. В верхней части отдельной аномалии прослеживается локальная антиклиналь за счет наличия слоя ГГ с повышенными скоростями. Ниже находится субгоризонтальная граница с обратной полярностью по сравнению с отражающим горизонтом от дна. Таким образом, данный горизонт определяется как локальный BSR. Под ним прослеживается прогибание отражающих горизонтов, связанное с уменьшением значения скорости распространения волн в газонасыщенных коллекторах. Смещенные вниз горизонты часто имеют высокие амплитуды. Аномалии VAMP по горизонтали достигают длины 2 – 8 км, а под ними обычно наблюдается «газовая труба» – канал субвертикальной миграции газа (разлом), экранируемый локальной толщей ГГ. Газ, формирующий структуры VAMP, вероятнее всего, является термогенным [10].
Аномалии VAMP впервые были выявлены в котловинах Алеутской и Бауэрса в конце 1960-х гг. при проведении одноканальной сейсмической съемки USGS и ВМФ США [19]. Всего в 12 тысячах выделенных структур VAMP по Берингову морю прогнозируется примерно 31 трлн м3 метана [19]. Из них объем метана в гидратном состоянии оценен в 25 трлн м3 (80,6%), объем метана в свободном состоянии – в 6 трлн м3.

По нашему мнению, возможно и другое объяснение природы формирования аномалий, подобных VAMP. Газ, поднимаясь по разлому – «газовой трубе», оказывает сильное давление на горизонты пластичных глин и выгибает их в виде антиклиналей, при этом происходят локальное уплотнение глинистых пластов и повышение скорости распространения упругих волн. В антиклинальном поднятии формируется залежь свободного газа, из-за которой происходит прогибание нижележащих практически горизонтальных отражающих горизонтов.

Газовые гидраты
Кроме поиска залежей свободного газа задачей исследования являлось выделение ГГ – кристаллических соединений газа и воды, стабильных при повышенных давлениях и пониженных температурах. Диапазоны глубин гидратообразования на дне Мирового океана можно рассчитать с применением статистического термодинамического программного обеспечения CSMHYD (Hydoff), разработанного E.D. Sloan [7, 20]. Для Берингова моря, при оптимистичном прогнозе с температурой воды вблизи дна +1,5° С (на дне Алеутской котловины), допускающем наличие пресноводных пластов в ВЧР, минимальная глубина возможного образования ГГ составляет 296 м. При высокой минерализации пластов ВЧР (34 ‰) и широко распространенных температурах около дна континентального склона +2° С глубина возможного образования ГГ составляет 356 м, а при +3° С – 392 м. Таким образом, в целом ГГ могут быть встречены на глубинах моря от 296 – 392 м.
На разрезах L-8-77 13, L-5-76 45, L-8-77 46, L-8-77 04, в областях континентального склона и Алеутской котловины, был выделен отражающий горизонт BSR (Bottom Simulating Reflector) (рис. 2). Он субпараллелен поверхности морского дна и в ряде зон пересекает слоистость осадочной толщи (рис. 8). Горизонт имеет обратную полярность по сравнению с отражающим горизонтом от дна. Также прослеживаются интенсивные отражения ниже BSR и ослабленные выше него, что может свидетельствовать о наличии под предполагаемыми ГГ скоплений свободного газа, обладающих относительно низкой акустической жесткостью по сравнению с вышезалегающей газогидратонасыщенной толщей. На временных отметках морского дна от 1,5 до 2,1 с временной интервал предполагаемого слоя ГГ меняется от 0,2 до 0,3 с (мощность около 300 – 600 м). На разрезе L-8-77 BS 13 в двух местах в антиклинальных поднятиях под горизонтом BSR наблюдаются горизонтальные оси синфазности, которые могут соответствовать ГВК (рис. 8, помечены стрелками). Данное обстоятельство подкрепляет предположение о том, что ниже BSR находятся залежи свободного газа. В северо-восточной части разреза, в ВЧР на времени более 1,5 с также наблюдаются горизонтальные оси синфазности. Формирование горизонтов, которым соответствуют данные отражения, может быть связано с оползневыми движениями – сходом блоков пород с областей континентального склона.

Присутствие на шельфе Берингова моря ГГ, прогнозируемое по наличию BSR, является дискуссионным. Некоторые исследователи связывают данный горизонт с изменениями физических свойств кремнистых пород, происходящими в процессе диагенеза [18, 21]. По изменению модификаций кремнезема в кремнистых толщах выделяют две фазовые границы – А-СТ – переход от аморфного опала к опалу-кристобалиту и CT-Q – дальнейший диагенетический переход к кварцу [14]. Так же, как и подошва зоны стабильности ГГ, диагенетические границы определяются на сейсмических разрезах отражающими горизонтами BSR, параллельными морскому дну и секущими слоистость вмещающих отложений [11]. Однако в данном случае полярность сигнала является прямой, соответствующей таковой для границы «вода – осадочный чехол», поскольку акустическая жесткость в ряду «опал А – опал СТ – кварц» возрастает, что связано с уплотнением отложений при диагенезе и изменением их структуры. Кроме того, фазовые границы кремнезема обычно находятся глубже подошвы зоны стабильности ГГ. В качестве примера, приуроченность горизонтов BSR к диагенетической смене состава кремнистых пород в Охотоморском регионе подтверждается результатами бурения [8].
Стоит отметить, что в трех скважинах, пробуренных по программе DSDP, был обнаружен BSR, маркирующий диагенетическую границу в кремнистых породах [18]. Глубина BSR для отдельных скважин составляет 600 м при глубине моря 1910 м, 670 м при глубине моря 2110 м, 580 м при глубине 2649 м. Однако первоначально данный горизонт был ошибочно принят за подошву ГГ.
В настоящей работе на одном из временных разрезов (L-8-77-BS 04) выделен горизонт BSR, предположительно соответствующий диагенетическому преобразованию кремнезема. Он приурочен к континентальному склону, прослеживается при временных отметках дна 1,3 – 1,55 с на пикетах 1840-2030 на глубинах 1000 – 1200 м от дна моря. На этом же профиле в другом месте и на трех профилях (L-5-76-BS 45, L-8-77-BS 13 и 46) выделенные нами горизонты BSR (рис. 2) отождествляются с подошвой ГГ, в связи с тем, что они характеризуются обратной полярностью и располагаются на меньших глубинах.
ВЫВОДЫ
1. Впервые выполненная интерпретация верхней части архивных временных разрезов сейсморазведки МОГТ (около 5900 км) по акватории Берингова моря показала высокий уровень газонасыщенности миоцен-четвертичных терригенных отложений, представляющих опасность для проведения буровых работ. При этом выявлен 441 потенциально газосодержащий объект, т.е. в среднем через каждые 13,5 км, что в полтора раза чаще, чем в Охотском море. Кроме того, выявлены шесть участков возможного существования газовых гидратов.
2. В Алеутской котловине все 14 обнаруженных верхних потенциально газоносных объектов расположены на глубинах 500 – 700 м, что значительно глубже, чем на исследованных шельфовых участках морей Лаптевых и Берингова (72 – 78,4 % до глубины 200 м). В соседнем Охотском море (включая глубоководные участки) 82 % объектов выявлено в интервале глубин 100 – 600 м. Вероятно, на глубоководье субвертикальной миграции газа в придонные отложения мешают большие пластовые давления и процесс образования газогидратов.
3. Полученные результаты дополнительно подтверждают ранее сделанные выводы о широкомасштабной газонасыщенности ВЧР на акваториях арктических и субарктических морей, о возможности извлечения важной дополнительной информации о неоднородностях в строении ВЧР из архивных сейсмических материалов МОГТ и необходимости активизации комплексных геолого-геофизических исследований с развитием геоинформационных систем для повышения безопасности поиска, разведки и разработки месторождений на море и суше.

Литература

1. Антипов М. П., Бондаренко Г.Е., Бордовская Т.О., Шипилов Э.В. Анадырский бассейн (северо-восток Евразии, Беринговоморское побережье): геологическое строение, тектоническая эволюция и нефтегазоносность. Апатиты: Изд-во КНЦ РАН, 2008. 53 с.
2. Богоявленский В.И. Арктика и Мировой океан: современное состояние, перспективы и проблемы освоения ресурсов углеводородов: Монография. М.: ВЭО, 2014. 175 c.
3. Богоявленский В.И. Выбросы газа и нефти на суше и акваториях Арктики и Мирового океана // Бурение и нефть. 2015. № 6. С. 4 – 9.
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. 2016. № 2 (26). С. 160-164.
5. 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.
6. Богоявленский В.И., Казанин Г.С., Кишанков А.В. Опасные газонасыщенные объекты на акваториях Мирового океана: море Лаптевых // Бурение и нефть. 2018. № 5. С. 20 – 28.
7. Богоявленский В.И., Янчевская А.С., Богоявленский И.В., Кишанков А.В. Газовые гидраты на акваториях Циркумарктического региона // Арктика: экология и экономика. 2018. № 3.
8. Рыбак-Франко Ю.В., Войкова С.И., Литвинова А.В. Изучение особенностей строения кремнисто-терригенных толщ Охотоморского региона по сейсмическим данным // Геология нефти и газа. 2011. №. 6. С. 150–156.
9. Шакиров Р.Б. Газогеохимические поля окраинных морей Дальневосточного региона: распределение, генезис, связь с геологическими структурами, газогидратами и сейсмотектоникой: дис. док. геол.-минерал. наук. Владивосток, ФГБУН «Тихоокеанский океанологический институт им. В.И. Ильичева, Дальневосточное отделение РАН, 2015. 459 с.
10. Barth G. A., Scholl D. W., Childs J. R. Possible deep-water gas hydrate accumulations in the Bering Sea // Fire in the Ice. 2006. V. 6. №. 3. Pр. 10–11.
11. Berndt C. et al. Seismic character of bottom simulating reflectors: examples from the mid-Norwegian margin //Marine and Petroleum Geology. 2004. V. 21. №. 6. Pр. 723–733.
12. Boogaard M., Hoetz G. Seismic characterisation of shallow gas in the Netherlands. // Abstract FORCE Seminar Stavanger 8-9 April 2015. 3 p.
13. Judd A.G., Hovland M. The evidence of shallow gas in marine sediments //Continental Shelf Research. 1992. v. 12. №. 10. pp. 1081–1095.
14. Larsen G., Chilingar G.V. (ed.). Diagenesis in sediments and sedimentary rocks. Elsevier, 1983. v. 2. 571 p.
15. 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.
16. Planke S., Berndt C., Mienert J., Bu..nz S. P-Cable: High-Resolution 3D Seismic Acquisition Technology. INVEST 2009 workshop, University of Bremen, 23–25.9.09. 4 p.
17. Sakamoto T., Takahashi K., Iijima K.. et al. Data report: site surveys in the Bering Sea for Integrated Ocean Drilling Program Expedition 323 (as part of IODP Proposal 477). Proc. IODP, 323: Tokyo (Integrated Ocean Drilling Program Management International, Inc.).
18. Scholl D. W., Creager J.S. Geologic Synthesis of Leg 19 (DSDP) Results; Far North Pacific, and Aleutian Ridge, and Bering Sea // DSDP. Volume XIX. 1973. Pp. 897–913
19. Scholl D. W., Hart P. E. Velocity and amplitude structures on seismic reflection profiles-possible massive gas-hydrate deposits and underlying gas accumulations in the Bering Sea Basin //The future of energy gases. 1993. Pр. 331–351.
20. Sloan E.D. Offshore hydrate engineering handbook. Center for Hydrate Research, Colorado School of Mines, 1998. 255 p.
21. Wiley T.J. Sedimentary Basins of offshore Alaska and Adjacent regions. Open-File Report 86-35. Department of the Interior. U.S. Geological Survey, 1986. 82 p.

References

1. Antipov M.P., Bondarenko G.Y., Bordovskaya T.O., Shipilov E.V. Anadyrskiy basseyn (severo-vostok Yevrazii, Beringovomorskoye poberezh’ye): geologicheskoye stroyeniye, tektonicheskaya evolyutsiya i neftegazonosnost’ [Anadyr basin (northeast of Eurasia, Bering Sea coast): geological structure, tectonic evolution and oil-and-gas bearing]. Apatity, Publ. Kola Science Centre RAS, 2008. 53 p.
2. Bogoyavlensky V.I. Arktika i Mirovoy okean: sovremennoye sostoyaniye, perspektivy i problemy osvoyeniya resursov uglevodorodov [The Arctic and the World Ocean: Current Status, Prospects and Challenges of Development of Hydrocarbon Resources]. Monografiya. [Monograph]. Moscow, VEO Publ., vol. 182, 2014, pp. 175.
3. Bogoyavlensky V.I. Vybrosy gaza i nefti na sushe i akvatoriyakh Arktiki i Mirovogo okeana [Emissions of gas and oil on land and water areas of the Arctic and the World Ocean]. Bureniye i neft’ [Drilling and oil]. 2015, no. 6, pp. 4–9.
4. Bogoyavlensky 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 [Conduct a gas science], 2016, no. 2 (26), pp. 160–164.
5. Bogoyavlensky V.I., Kerimov V.Yu., Olkhovskaya O.O. Opasnyye gazonasyschennyye obyekty na akvatoriyakh Mirovogo okeana: Okhotskoye more [Dangerous gas-saturated objects in the World Ocean: the Sea of Okhotsk]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil industry], 2016, no. 6, pp. 43–47.
6. Bogoyavlensky V.I., Kazanin G.S., Kishankov A.V. Opasnyye gazonasyschennyye obyekty na akvatoriyakh Mirovogo okeana: More Laptevykh [Dangerous gas-saturated objects in the World Ocean: the Laptev Sea]. Bureniye i neft’ [Drilling and oil], 2018, no. 5, pp. 20–29.
7. Bogoyavlensky V.I., Yanchevskaya A.S., Bogoyavlensky I.V., Kishankov A.V. Gazovyye gidraty na akvatoriyakh Tsyrkumarkticheskogo regiona [Gas hydrates on the Circum-Arctic region aquatories]. Arktika: ekologiya i ekonomika [Arctic: ecology and economics], 2018, no. 3.
8. Rybak-Franko Yu.V., Voykova S.I., Litvinova A.V. Izucheniye osobennostey stroyeniya kremnisto-terrigennykh tolshch Okhotomorskogo regiona po seysmicheskim dannym [Study of the structural features of the siliceous terrigenous sequences of the Sea of Okhotsk region according to seismic data ]. Geologiya nefti i gaza [Geology of oil and gas], 2011, no. 6, pp. 150–156.
9. Shakirov R.B. Gazogeokhimicheskiye polya okrainnykh morey Dal’nevostochnogo regiona. Raspredeleniye, genezis, svyaz’ s geologicheskimi strukturami, gazogidratami i seysmotektonikoy: Diss. Dokt. geologo-mineralogicheskikh nauk [Gas geochemical fields of marginal seas of the Far Eastern region. Distribution, genesis, connection with geological structures, gas hydrates and seismotectonics. Dr. of Geological and Mineralogical sci. diss.]. Vladivostok, FGBUN «Tikhookeanskiy okeanologicheskiy institut im. V.I. Il’icheva, Dal’nevostochnoye otdeleniye RAN Publ., 2015, 459 p.
10. Barth G. A., Scholl D. W., Childs J. R. Possible deep-water gas hydrate accumulations in the Bering Sea. Fire in the Ice, 2006, v. 6, no. 3, pp. 10–11.
11. Berndt C. et al. Seismic character of bottom simulating reflectors: examples from the mid-Norwegian margin. Marine and Petroleum Geology, 2004, v. 21, no. 6, pp. 723–733.
12. Boogaard M., Hoetz G. Seismic characterisation of shallow gas in the Netherlands. Abstract FORCE Seminar Stavanger 8–9 April 2015, 3 p.
13. Judd A.G., Hovland M. The evidence of shallow gas in marine sediments. Continental Shelf Research, 1992, v, 12, no. 10, pp. 1081–1095.
14. Larsen G., Chilingar G.V. (ed.). Diagenesis in sediments and sedimentary rocks. Elsevier, 1983, v. 2, 571 p.
15. 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.
16. Planke S., Berndt C., Mienert J., Bu..nz S. P-Cable: High-Resolution 3D Seismic Acquisition Technology. INVEST 2009 workshop, University of Bremen, 23–25.9.09, 4 p.
17. Sakamoto T., Takahashi K., Iijima K.. et al. Data report. Site surveys in the Bering Sea for Integrated Ocean Drilling Program Expedition 323 (as part of IODP Proposal 477). Proc. IODP, 323, Tokyo (Integrated Ocean Drilling Program Management International, Inc.).
18. Scholl D. W., Creager J.S. Geologic Synthesis of Leg 19 (DSDP) Results; Far North Pacific, and Aleutian Ridge, and Bering Sea. DSDP. Volume XIX, 1973, pp. 897–913.
19. Scholl D. W., Hart P. E. Velocity and amplitude structures on seismic reflection profiles-possible massive gas-hydrate deposits and underlying gas accumulations in the Bering Sea Basin, The future of energy gases, 1993, pp. 331–351.
20. Sloan E.D. Offshore hydrate engineering handbook. Center for Hydrate Research, Colorado School of Mines, 1998, 255 p.
21. Wiley T.J. Sedimentary Basins of offshore Alaska and Adjacent regions. Open-File Report 86-35, Department of the Interior, U.S. Geological Survey, 1986, 82 p.

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)

    Кишанков А.В.

    Кишанков А.В.

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

    Просмотров статьи: 98

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru