Нефть газ берингово море

Берингово море — cамое большое из дальневосточных морей, омывающих берега России, расположено между двумя материками — Азией и Северной Америкой — и отчленено от Тихого океана островами Командорско-Алеутской дуги.
Берингово море — одно из самых больших и глубоких морей мира. Его площадь равна 2315 тыс. км2, объем — 3796 тыс. км3, средняя глубина — 1640 м, наибольшая глубина — 5500 м. Площадь с глубинами менее 500 м занимает около половины всей площади Берингова моря, которое относится к окраинным морям смешанного материково-океанического типа.

На огромных пространствах Берингова моря островов мало. Не считая пограничной Алеутской островной дуги и Командорских островов, в море находятся: крупный Карагинский остров на западе и несколько островов (Святого Лаврентия, Святого Матвея, Нельсон, Нунивак, Прибылова) на востоке.

Береговая линия Берингова моря сильно изрезана. Она образует множество заливов, бухт, полуостровов, мысов и проливов. Для формирования многих природных процессов этого моря особенно важны проливы, обеспечивающие водообмен с Тихим океаном. Воды Чукотского моря практически не воздействуют на Берингово море, но беринговоморские воды играют весьма существенную роль в Чукотском море.

Материковый сток в море равен примерно 400 км3 в год. Большая часть речной воды попадает в его самую северную часть, куда впадают наиболее крупные реки: Юкон (176 км3), Кускокуим (50 км3 в год). Около 85% общегодового стока приходится на летние месяцы. Влияние речных вод на морские ощущается, в основном, в прибрежной зоне на северной окраине моря в летнее время.

В рельефе дна Берингова моря четко выделяются основные морфологические зоны: шельф и островные отмели, материковый склон и глубоководная котловина. Шельфовая зона с глубинами до 200 м, в основном, расположена в северной и восточной частях моря и занимает более 40% его площади. Дно в этом районе представляет собой обширную, очень пологую подводную равнину шириной 600–1000 км, в пределах которой находится несколько островов, ложбин и небольших повышений дна. Материковая отмель у берегов Камчатки и островов Командорско-Алеутской гряды узкая, и ее рельеф весьма сложен. Она окаймляет берега геологически молодых и очень подвижных участков суши, в пределах которых обычно интенсивные и частые проявления вулканизма и сейсмической деятельности.

Материковый склон протягивается с северо-запада на юго-восток примерно по линии от мыса Наварин к острову Унимак. Вместе с зоной островного склона он занимает примерно 13% площади моря и характеризуется сложным рельефом дна. Зона материкового склона расчленена подводными долинами, многие из которых — типичные подводные каньоны, глубоко врезанные в дно моря и имеющие крутые и даже обрывистые склоны.
Глубоководная зона (3000–4000 м) расположена в юго-западной и центральной частях моря и окаймлена относительно узкой полосой прибрежных отмелей. Ее площадь превышает 40% площади моря. Для нее характерно почти полное отсутствие изолированных впадин. Из положительных форм выделяются хребты Ширшова и Бауэрс. Рельеф дна обусловливает возможность водообмена между отдельными частями моря.

Разные участки побережья Берингова моря относятся к различным геоморфологическим типам берегов. В основном берега абразионные, но встречаются и аккумулятивные. Море окружают преимущественно высокие и обрывистые берега, только в средней части западного и восточного побережий к нему подходят широкие полосы плоской низменной тундры. Более узкие полосы низменного побережья находятся вблизи устьев небольших рек в виде дельтовой наносной долины или же окаймляют вершины бухт и заливов.

Географическое положение и большие пространства определяют основные черты климата Берингова моря. Оно почти полностью находится в субарктической климатической зоне, только самая северная часть относится к арктической зоне, а самая южная часть — к зоне умеренных широт. К северу от 55–56° с. ш. в климате моря заметно выражены черты континентальности, но на удаленных от берегов пространствах они проявляются значительно слабее. Южнее этих параллелей климат мягкий, типично морской. На протяжении года Берингово море находится под воздействием постоянных центров действия атмосферы — Полярного и Гавайского максимумов. Не меньшее влияние оно испытывает от сезонных крупномасштабных барических образований: Алеутского минимума, Сибирского максимума, Азиатской депрессии.

В холодное время года преобладают северо-западные, северные и северо-восточные ветры. Скорость ветров в прибрежной зоне в среднем 6–8 м/с, а в открытых районах она изменяется от 6 до 12 м/с. Над морем взаимодействуют преимущественно массы континентально арктического и морского полярного воздуха, на границе которых образуется арктический фронт, вдоль которого на северо-восток перемещаются циклоны. Для западной части моря характерны штормы со скоростью ветра до 30–40 м/с и продолжительностью более суток.

Среднемесячная температура самых холодных месяцев — января и февраля составляет –1. –4°С в юго-западной и южной частях моря и — –15. –20°С в северных и северо-восточных районах. В открытом море температура воздуха выше, чем в прибрежной зоне.

В теплое время года преобладают юго-западные, южные и юго-восточные ветры, скорость которых в западной части открытого моря 4–6 м/с, а в восточных районах — 4–7 м/с. В летнее время повторяемость штормов и скорости ветров меньше, чем зимой. В южную часть моря проникают тропические циклоны (тайфуны), вызывающие сильнейшие штормы с ветрами ураганной силы. Среднемесячные температуры воздуха самых теплых месяцев — июля и августа — в пределах моря изменяются от 4°С на севере до 13°С на юге, причем у берегов они выше, чем в открытом море.
Для водного баланса Берингова моря решающее значение имеет водообмен. Через Алеутские проливы поступают очень большие количества поверхностных и глубинных океанских вод, а через Берингов пролив воды вытекают в Чукотское море. Водообмен между морем и океаном влияет на распределение температуры, солености, формирование структуры и общей циркуляции вод Берингова моря.

Основной массе вод Берингова моря свойственна субарктическая структура, главная особенность которой — существование холодного промежуточного слоя летом, а также теплого промежуточного слоя, расположенного под ним.

Температура воды на поверхности моря в общем понижается с юга на север, причем в западной части моря воды несколько холоднее, чем в восточной. В прибрежных мелководных районах температура воды на поверхности несколько выше, чем в открытых районах Берингова моря.

Зимой поверхностная температура, равная примерно 2°С, распространяется до горизонтов 140–150 м, ниже она повышается примерно до 3,5°С на горизонтах 200–250 м, далее ее величина почти не изменяется с глубиной. Летом температура воды на поверхности достигает 7–8°C, но очень резко (до 2,5°C) понижается с глубиной до горизонта 50 м.

Соленость поверхностных вод моря изменяется от 33–33,5‰ на юге до 31‰ на востоке и северо-востоке и до 28,6‰ в Беринговом проливе. Наиболее существенно опресняется вода весной и летом в районах впадения рек Анадырь, Юкон и Кускокуим. Однако направление основных течений вдоль побережий ограничивает влияние материкового стока на глубокие районы моря. Вертикальное распределение солености почти одинаково во все сезоны года. От поверхности до горизонта 100–125 м она примерно равна 33,2–33,3‰. Несколько увеличивается соленость от горизонтов 125–150 м до 200–250 м, глубже остается почти неизменной до дна. В соответствии с небольшими пространственно-временными изменениями температуры и солености, плотность воды также изменяется незначительно.
Распределение океанологических характеристик по глубине свидетельствует о сравнительно слабой вертикальной стратификации вод Берингова моря. В сочетании с сильными ветрами это создает благоприятные условия для развития ветрового перемешивания. В холодный сезон оно охватывает верхние слои до горизонтов 100–125 м; в теплое время года, когда воды расслоены более резко, а ветры слабее, чем осенью и зимой, ветровое перемешивание проникает до горизонтов 75–100 м в глубоких районах и до 50–60 м в прибрежных районах.

Скорости постоянных течений в море невелики. Наибольшие значения (до 25–50 см/с) наблюдаются в районах проливов, а в открытом море они равны 6 см/с, причем скорости особенно малы в зоне центральной циклонической циркуляции.

Приливы в Беринговом море, в основном, обусловливаются распространением приливной волны из Тихого океана. Приливные течения в открытом море имеют круговой характер, а скорость их равна 15–60 см/с. Вблизи берегов и в проливах приливные течения реверсивные, и их скорость доходит до 1–2 м/с.

Большую часть года значительная часть Берингова моря бывает покрыта льдом. Льды в море имеют местное происхождение, т. е. образуются, разрушаются и тают в самом море. Процесс льдообразования раньше всего начинается в северо-западной части Берингова моря, где льды появляются в октябре и постепенно продвигаются к югу. В Беринговом проливе лед появляется в сентябре. Зимой пролив заполнен сплошным битым льдом, дрейфующим на север. Однако, даже во время наибольшего развития льдообразования открытая часть Берингова моря никогда не покрывается льдом. В открытом море под влиянием ветров и течений лед находится в постоянном движении, нередко происходят сильные сжатия. Это приводит к возникновению торосов, максимальная высота которых может доходить до 20 м. Неподвижный лед, который образуется зимой в закрытых бухтах и заливах, во время штормовых ветров может быть взломан и вынесен в море. Льды восточной части моря выносятся на север, в Чукотское море. В течение июля и августа море бывает совершенно чистым от льда, но и в эти месяцы лед можно встретить в Беринговом проливе. Разрушению ледяного покрова и очищению моря от льда летом способствуют сильные ветры.

Характер распределения биогенных элементов в море связан с биологической системой (потребление продукции, деструкция) и поэтому имеет ярко выраженный сезонный ход.

На горизонтальное и вертикальное распределение всех форм биогенов существенный отпечаток накладывают многочисленные мезокруговороты вод, с которыми связана пятнистость в распределении биогенов.
Для Берингова моря с его сильно развитым шельфом, большим речным стоком и весьма интенсивной динамикой вод среднегодовая первичная продукция оценивается в 340 гС/м2.

Годовая продукция основных групп гидробионтов, являющихся компонентами экосистемы Берингова моря, составляет (в млн тонн сырого веса): фитопланктон — 21 735; бактерии — 7607; простейшие — 3105; мирный зоопланктон — 3090; хищный зоопланктон — 720; мирный зообентос — 259; хищный зообентос — 17,2; рыбы — 25; кальмары — 12; донные промысловые беспозвоночные — 1,42; морские птицы и морские млекопитающие — 0,4.

На российском шельфе Берингова моря месторождения нефти и газа еще не открыты. В пределах Восточного побережья Чукотского автономного округа, в районе пос. Хатырка открыты три небольших месторождения нефти: Верхне-Эчинское, Верхне-Телекайское и Угловое; в бассейне реки Анадырь открыто небольшое Западно-Озерное месторождение газа. Однако, шельф Берингова моря оценивается как перспективный для поисков месторождений углеводородов в отложениях мела, палеогена и неогена, а в пределах Анадырского залива — как перспективный россыпеносный район Дальнего Востока.

Наиболее интенсивной антропогенной нагрузке подвергаются прибрежные части моря: Анадырский лиман, бухта Угольная, а также шельф полуострова Камчатка (Камчатский залив).
Анадырский лиман и бухта Угольная загрязняются нефтяными углеводородами большей частью со сточными водами предприятий жилищно-коммунального хозяйства. В Камчатский залив нефтяные углеводороды и хлорорганические пестициды поступают со стоком реки Камчатка.

Прибрежные и открытые районы моря испытывают незначительные загрязнения тяжелыми металлами.

Источник

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 18×6,5 км, площадь – более 100 км 2 , высота – до 31 м, а запасы оценены в 15 – 30 млрд м 3 . Подготовлен проект разработки этого месторождения.

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 м 3 . 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 м 3 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 км 2 . 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 м 3 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 км 2 .

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.

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 м 3 метана [19]. Из них объем метана в гидратном состоянии оценен в 25 трлн м 3 (80,6%), объем метана в свободном состоянии – в 6 трлн м 3 .

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.

Источник