Введение

Дальневосточный регион Российской Федерации, по мнению таких исследователей как Валяев Б.М. [1], Сывороткин В.Л. [2], Погребицкий Ю.Е. [3] и многих других, является очень перспективным для поисков и разведки месторождений различных полезных ископаемых. Если анализировать Дальневосточный регион Российской Федерации с точки зрения наиболее актуальных в настоящее время углеводородных ресурсов, то, он как известно, входит в восточную часть Арктического нефтегазового бассейна [3], в который, кроме абиссального ядра, еще входят как составные части шельфовые зоны Северного Ледовитого океана и прибрежные континентальные регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока Российской Федерации, в которых уже открыто некоторое количество месторождений углеводородов [4]. Дальневосточный регион Российской Федерации можно представить как часть огромной Беринговоморской кольцевой структуры, образованной одноименным допалеозойским мантийным супер-плюмом, подобным Тихоокеанскому допалеозойскому мантийному супер-плюму [5], с закономерным наклоном усредненной поверхности земной коры от пограничных водоразделов северных регионов Российской Федерации к впадине Северного Ледовитого океана (рис.1).

Рисунок 1. Схема тектонического строения Арктического нефтегазоносного бассейна [3]. 1-пограничный орогенный пояс поднятий Арктической геодепрессии; 2-водоразделы орогеннного пояса; 3-6 – материковая центриклиналь: 3-стабильные равнины; 4-активно прогибающиеся бассейны; 5-Средне-Сибирское сводовое поднятие; 6-дочерние орогены; 7-9 – абиссальное ядро: 7-рифтогенно-спрединговые бассейны; 8-эпиконтинентальный океанизированный бассейн; 9-подводные пороги, плато, террассы; 10-склоны; 11-условные границы поднятий; 12-14 – области за пределами Арктической геодепрессии (12-горы; 13-равнины, шельф; 14-впадины); пунктир красного цвета —  рифтогенные палеоокеанические и палеоконтинентальные структуры; прямые линии синего цвета – рифтогенные и палеорифтогенные трансформные тектонические разломы земной коры

В современных условиях, когда имеются определенные экономические и технические сложности с изготовлением отечественного геолого-геофизического оборудования для морской 3D-сейсморазведки и глубоководного бурения скважин на Арктических месторождениях и санкции большинства развитых зарубежных стран на поставки современного импортного оборудования для российских геолого-разведочных и буровых нефтедобывающих компаний ТЭК России [6], работающих в труднодоступных шельфовых зонах Российской Арктики, одной из возможных замен могут быть достаточно оперативные, всепогодные и относительно недорогие отечественные аэрокосмические методы для геолого-геофизических поисков нефте- и газоперспективных регионов.

Комплекс геолого-геофизических методов исследования

В настоящей работе использованы некоторые из ранее разработанных технологий по математической обработке [7-10] и геолого-геофизической интерпретации [11-12], которые были применены в данной работе для анализа комплекса различных геолого-геофизических данных, полученных на территориях Восточно-Сибирского регионов. Эти технологии могут позволить проводить более качественное исследование региональных морфологических особенностей тектонического строения этих регионов и выполнить определенную оценку их региональной нефтегазовой перспективности и проектирования территорий для планового размещения разведочных буровых скважин.

В качестве основных методов исследования на этих территориях предлагается использовать разработанную систему компьютерных программ по математической обработке [13] и геолого-геофизической интерпретации результатов геомагнитных векторно-компонентных съемок, а также результатов анализа морфоструктурных геофизических данных дистанционного зондирования Земли из космоса, используемых для изучения тектонического строения недр и нефтегазовых перспектив этой территории. Для математической обработки и геолого-геофизической интерпретации аэрокосмических геомагнитных данных была разработана система компьютерных программ, включающая различные современные спектральные [9], корреляционные [13] и другие методы математического анализа [14] измеренных цифровых геомагнитных данных, позволяющие исключать ошибки измерений и разделять измеренное поле на ортогональные составляющие, связанные с различными геолого-геофизическими слоями Земли (рис. 2).

Рисунок  2. Блок-схема пакета компьютерных программ для математической обработки и геолого-геофизической интерпретации [13]

Эту систему компьютерных программ предлагается использовать совместно с наземными геолого-геофизическими данными [15] и результатами аэрокосмических методов дистанционного зондирования Земли [16] для изучения расположения сети региональных глубинных тектонических разломов — потенциальных нефте- и газо-перспективных, проницаемых для углеводородных флюидов, зон на территории Дальневосточного региона Российской Федерации. Это может дать возможность, с небольшими финансово-экономическими затратами, выделить региональные линейные тектонические особенности (региональные тектонические разломы), проявляющиеся в как магнитном поле (магнитные линименты), так и в морфологии рельефа земной поверхности (морфологические линименты).

Результаты геолого-геофизических исследований

Одним из очень важных геолого-геофизических параметров, проанализированных в работе [17], который указывает на перспективу возможного образования месторождений газообразных и жидких углеводородов является повышенная, по сравнению со среднестатистической, плотность глубинных тектонических нарушений (тектонических разломов земной коры), по которым происходит тепломассоперенос вещества (газо- и гидротермальных флюидов) различного химического состава (и углеводородов в том числе) к поверхностным зонам их накопления в структурных и литологических «ловушках» осадочного чехла. Например, многие тектонические разломы земной коры, выявленные в континентальной части Дальневосточного региона Российской Федерации [15], как правило, имеют свое продолжение на акватории Чукотского моря. На рис. 3 изображен фрагмент карты реологической сети тектонических нарушений в пределах Дальневосточного региона Российской Федерации.

Рисунок 3. Фрагмент карты тектонических нарушений, расположенных на территории Дальневосточный регион Российской Федерации [15].

По данным, приведенным на рис. 3, выделены преимущественно диагональные направления реологической сети глубинных тектонических разломов на территории Дальневосточного региона [15; 19]. Выделенные по аэрокосмическим и наземным данным зоны глубинных тектонических разломов на территории Дальневосточного региона (рис. 3), как правило, образуют в его пределах ослабленные зоны земной коры повышенной флюидной проницаемости, тепломассопереноса и дегазации углеводородов из более глубоких горизонтов недр Земли в структурные и литологические «ловушки» осадочного чехла. Особенно перспективными на нефть и газ должны быть структурные «ловушки», расположенные в узлах пересечений глубинных тектонических разломов (рис. 3).

Поэтому при постановке как разведочных работ на нефть и газ очень важно ориентироваться на пространственную структуру расположения крупных тектонических разломов земной коры исследуемого региона (рис. 3), поскольку плотность горных пород, затрудняющая процессы бурения скважин и повышающая износ бурового оборудования, значительно ниже в зонах расположения тектонических разломов, а процессы субвертикального тепломассопереноса углеводородов к поверхностным зонам их накопления значительно выше. Соответственно будет выше и дебит нефте- и газодобычи разбуриваемых скважин при установке буровых установок в зонах глубинных разломов земной коры.

В методику изучения нефтегазоносности морфологических структур центрального типа также входит, помимо изучения пространственной структуры расположения тектонических разломов, изучение эндогенной динамики исследуемых территорий (изучение структуры распределения теплового потока или геотермических параметров земной коры и др.). Поэтому ниже приведем схему распределения прогнозных ресурсов геотермальной энергии для территории Российской Федерации и сопредельных стран ближнего зарубежья (рис. 4).

Рисунок 4.  Карта прогнозных ресурсов геотермальной энергии территории РФ и стран ближнего зарубежья. Основные, известные в настоящее время, морфологические структуры центрального типа 3-го и 4-го порядков, расположенные на территории Российской Федерации, образовавшиеся в результате возникновения термальных допалеозойских мантийных плюмов.  В частности, на территории РФ и примыкающих к ней территориях расположены кольцевые морфологические структуры такие как: 4 – Ладожская, 5 – Бело-морская, 6 – Средне-Волжская, 8 – Верхне-Волжская, 9 – Прикаспийская, 10 – Ноябрьская, 11а – Анабарская, 11с – Хатангская, 12 – Лаптевская, 14а – Средне-Ленская, 14b – Нижне-Ленская, 14с – Верхне-Ленская,  15 – Западно-Вилюйская, 16 – Прибайкальские,  17 – Алданская, 35 — Мезенская, 36 – Южно-Карская, 37 – Ямало-Печорская, 39 – Северо-Чукотская, 40 — Охотоморская.

Из карты на рис. 4, о геотермическим данным видно, что наиболее известная Ноябрьская  (10) кольцевая морфологическая структура, расположенная на территории Западной Сибири, а также Средне-Волжские (6), Ямало-Печорские (37) связаны с активным по тепломассопереносу одноименными термальными допалеозойскими мантийными плюмами, что и позволило найти в пределах этих кольцевых морфологических структур большое количество высоко-продуктивных месторождений нефти и газа с большими запасами углеводородов (например, Уренгойское и многие другие). Судя по приведенным данным на карте прогнозных ресурсов геотермальной энергии (рис. 4) аналогичными Ноябрьской кольцевой морфологической структуры центрального типа по количеству геотермальной энергии высокоперспективными на поиски залежей нефти и газа кольцевыми морфологическими структурами на севере Восточной Сибири и Дальнего Востока РФ могут являться: Северо-Чукотская (39), Нижне-Ленская (14b), Средне-Ленская (14а), Верхне-Ленская (14с), образованные активными термальными палемантийными плюмами, расположенными на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока РФ. Большая часть из приведенных на рис. 4 кольцевых морфологических структур связана с уже частично разведанными месторождениями горючих полезных ископаемых.

Еще одним подтверждением нефте- и газоперспективности кольцевых морфологических структур, расположенных на территории Дальневосточного региона Российской Федерации могут быть примеры проанализированных автором геолого-геофизических разрезов. Приведем один из них в виде глубинного сейсмического разреза [18], на котором можно видеть наличие чашеобразной структуры Курейско-Туринского нефтегазоносного бассейна, связанного с морфологической структурой центрального типа, образованной одноименным допалеозойским мантийным плюмом, расположенным в пределах Туринской впадины, вместе с соседними глубинными депрессионными структурами  Курейского и Анабарского регионов (рис. 5).

Рисунок  5. Глубинный геолого-геофизический разрез земной коры, построенный по данным сейсморазведки, по профилю, пересекающему территорию Курейско-Туринского региона [18]. Впадина по кровле фундамента образована допалеозойской мантийной плюм-тектонической структурой (контуры ослабленных бортовых (периферических) зон одноименного палео мантийного плюма обозначены лиловыми штриховыми линиями). (Блоково-разломное строение поверхности складчатого основания в пределах Курейско-Туринского региона). 1 — сейсмические горизонты; 2 — тектонические блоки по поверхности палеозойского складчатого основания; 3 — тектонические разломы

По нашим данным Курейская чашеобразная кольцевая морфологическая структура (рис. 5), образованная допалеозойским мантийным плюмом, подобным тем, которые были выделены на территории Западной Сибири (Ноябрьская, Карская), как по наземным геолого-геофизическим (сейсморазведочным, гравитационным) данным [19], так и с учетом данных дистанционного зондирования Земли [16]. По-видимому, и при анализе других более детальных геолого-геофизических (сейсморазведочных) данных [18] нефтедобывающей компанией эксплуатирующей данный регион было принято решение заложить одну разведочную буровую скважину «Голоярская-1» именно в бортовой зоне Курейского допалеозойского мантийного плюма, а другую скважину «Чириндинская-271» в непосредственной близости от «трубы» дегазации этого допалеозойского мантийного плюма, что подтверждает наши прогнозы нефтегазоносности относительно бортовых зон и «труб» дегазации других выделенных кольцевых структур в Дальневосточном регионе.

Заключение

    В результате применения комплекса геолого-геофизических данных (данных дешифрирования космических снимков, геотермических данных и магнитного поля) на территории севера Дальневосточного региона выявлены линейные (тектонические разломы) и кольцевые морфологические структуры, которые необходимо принимать во внимание при поисках месторождений нефти и природного газа. Проанализированные геолого-геофизические разрезы земной коры этих регионов подтверждают глубинное строение некоторых морфологических структур, образованных допалеозойскими мантийными плюмами. По комплексу проанализированных геолого-геофизических данных наиболее перспективными, для разведочного бурения на нефть и газ, являются Северо-Чукотская, Средне-Ленская, Нижне-Ленская, Верхне-Ленская кольцевые морфологические структуры. Полученные в статье результаты могут позволить сделать выбор оптимальных площадей для размещения установок разведочного бурения.