Суть подхода
В рамках избранного направления реализована креативная, но труднодостижимая на практике идея неформального разделения гравитационного поля на две составляющие: искомую структурную и мешающую вещественную (в нашем случае трапповую) путем моделирования последней по магнитному полю через теорему Пуассона. В процессе совместного анализа, базирующегося на найденных точных (в конечных интегралах) решениях задачи Неймана для трехмерных сред, дважды наблюдается яркий методический эффект.
Рис.1
Первый раз – когда трансформируют магнитное поле ΔТ, изменяя его функциональную сущность и избавляя от непомерно высокого фона помех, и оно приобретает (в изображении расчетного параметра W) облик трапповой составляющей гравитационного поля Δg (рис. 2а).
Рис. 2А
Второй раз – когда освобождают само поле Δg от крайне негативного влияния трапповой составляющей, а также других помех, и оно становится (в качестве его структурной составляющей) похожим на рельеф отражающего (одновременно и гравитирующего) реперного горизонта, претерпевая при этом глубокие изменения, вплоть до появления аномалий обратного знака (рис. 2б).
Рис. 2б
Таким образом, уже на самых ранних стадиях исследований, сразу же после проложения первых сейсморазведочных (эталонировочных для СГММ) маршрутов, созданная технология способна в опережающем режиме обнаруживать и картировать на строгом количественном уровне, прежде всего, крупные нефтегазо- и рудоконтролирующие структуры, представляющие непосредственный интерес на региональном этапе геологоразведочных работ (ГРР). Причем изначально благоприятную предпосылку к такому подходу имеют высокоширотные территории Арктики и Антарктики (рис. 2в, 2г) как особые физико-географические области Земли с вертикально направленным магнитным полем, преобразование которого в аналог гравитационного поля (доминантное звено СГММ) по полученным алгоритмам осуществляется наиболее корректно.
Рис. 2в, г
Экскурс в историю
Многолетняя практика доказала эффективность применяемой стратегии на обоих – мезозойском и палеозойском – направлениях поиска нефти и газа в регионе (рис. 3).
Работы 1960-1980-х гг. на мезозойские горизонты в Приенисейской полосе Западно–Сибирской плиты и Енисей–Хатангского прогиба. Рассматриваемый период по праву можно считать «золотым веком» для нефтегазового комплекса на Таймыре. Тогда удалось в значительной мере сократить объемы сейсморазведки и глубокого бурения благодаря подтвердившемуся прогнозу крупных структур по данным СГММ, а также высокоточной подготовке локальных поднятий к бурению по материалам простого однократного профилирования МОВ, достигнутой на основе повсеместного учета скоростной неоднородности многолетнемерзлых пород, по разработанной нами технологии. В конечном счете, предложенные инновации, в сочетании с отличной организацией и согласованностью геофизических и буровых работ в те годы, предопределили открытие крупных газоконденсатных и нефтяных месторождений со 100-процентным снайперским попаданием – во всех случаях, включая Ванкор, с первой же пробуренной скважины (рис. 3а, 3б).
Открытия «золотого века» позволили успешно выполнить особо важное правительственное задание по скорейшему переводу бурно развивавшегося в послевоенные пятилетки Норильского горно-металлургического комбината на дешевый природный газ. (Для справки: председатель Совета министров СССР А.Н. Косыгин, посетивший специально Таймыр в 1964 году, отвел на поиски месторождений всего 3 года и ограничил их в радиусе 250 км от Норильска, лично очертив циркулем такой круг на карте. По факту: первую промышленную залежь газа нашли в нужное время – в 1967 году и в нужном месте – в междуречье Мессояхи и Соленой, в 250 км к западу от города. Как видно, установка премьера была осуществлена точь-в-точь).
Результаты ГРР охарактеризованного периода во многом способствовали (уже в наши дни) решению другой, весьма актуальной для России, проблемы наполнения магистрального нефтепровода ВСТО – за счет подключения его к Ванкору.
Работы 1990-2000-х гг. на второй (домезозойский) структурный этаж в трапповых полях Сибирской платформы. Сейсмогравимагнитное моделирование оказалось вообще единственным средством, обеспечившим впервые получение целостной и достоверной геологической информации в столь неординарной поисковой ситуации (третья, высшая категория сложности по классификации ВНИИГеофизики). В итоге последовательно выполненных автором четырех циклов СГММ, занявших более 20 лет, удалось:
а) сформировать для этой богатейшей на широкий спектр полезных ископаемых, но по существу неизученной огромной территории (большая ее часть приходится на труднодоступное плато Путорана) принципиально новую тектоническую модель, опровергающую сложившиеся к началу 1990-х годов неверные стереотипные представления об отсутствии на северном борту Тунгуской синеклизы сколько-нибудь значительных антиклинальных структур – ловушек углеводородов;
б) обнаружить именно здесь и в непосредственной близости от Большого Ванкора на перспективных и доступных для бурения рифей – палеозойских уровнях разреза крупнейший, но никем не замеченный ранее объект – Норильскую седловину (НГО) с оценкой прогнозных ресурсов от 6 до 10 млрд т условного топлива (рис. 3а).
Рис. 3а
Материалы СГММ позволили (практически с чистого листа и при минимальных затратах) выявить и закартировать в Норильской седловине большое количество (до 50) антиклинальных структур – потенциальных месторождений нефти и газа, а также целый ряд (более 10) прежде неизвестных вулканогенных впадин хараелахского типа, контролирующих рудоносность Норильского района. Последующее более детальное изучение этих объектов может коренным образом поменять стратегию ведущихся здесь геологоразведочных работ, причем не только на нефть и газ, но и на твердые полезные ископаемые.
Работы нового этапа
Реальность обозначенного сценария подвигла нас, во-первых, разработать крупномасштабную инновационную программу «Большая Карта-2003», которая предусматривает ускоренное изучение глубинной тектоники всего Таймырского сектора Арктики (в том числе его шельфовой области) на базе технологии СГММ и редкой сети эталонировочных маршрутов МОГТ, с привязкой их к опорным профилям «Батолит», «Алтай – Северная Земля» и др. Во-вторых, в рамках этой же программы обосновать и инициировать на Таймыре новый этап региональных работ МОГТ (в комплексе с электроразведкой МТЗ), ориентированных на лицензирование нефтегазоперспективных земель, в большинстве своем еще нераспределенных.
Непосредственным импульсом для возобновления сейсморазведки, прерванной перестройкой, послужило однозначное подтверждение инвестиционно привлекательного Северо–Пясинского вала, обнаруженного технологией СГММ в 70 км от Норильска, на противоположном берегу оз. Пясино (рис. 3в).
Рис. 3б и 3в
В 2004 году за счет средств окружного бюджета были отработаны два профиля МОГТ, работы на третьем прекращены из-за отсутствия финансирования. Однако даже столь небольшие объемы (190 км) – в силу поразительного совпадения, вплоть до деталей, данных СГММ и МОГТ – решили основную задачу регионального этапа, доказав наличие в пределах инфраструктуры Большого Норильска как самого Северо-Пясинского вала, так и осложняющих его локальных поднятий с суммарным прогнозным ресурсом до 500 млн т условного топлива.
В целом сейсмогравимагнитное моделирование благодаря высокой степени достоверности выдаваемого структурного прогноза, сыграло роль пускового механизма в последовательном развертывании (с середины 2000-х годов) работ нового этапа: сначала в Приенисейской полосе, позднее в Хатангском районе и наконец в последние два полевых сезона – в центральной, наименее изученной части Таймырского полуострова (рис. 4а).
Рис. 4а
Рис. 4б
Рис. 4в
А – разведанность материкового Таймыра глубинной сейсмикой;
Б – разрез МОГТ по енисейскому пересечению;
В – формируемый глобальный полигон МОГТ-СГММ.
Возобновленные (с повышенной кратностью и глубинностью) сейсморазведочные работы МОГТ в качестве базового метода исследований обеспечивают, наряду с кондиционным картированием целевых мезозойских и рифей-палеозойских горизонтов, составление полноформатных интерпретационных моделей СГММ на всю мощность земной коры, включая ее нижнюю границу М (рис. 4б). Значительная роль в комплексном изучении геологического строения принадлежит также электроразведке МТЗ (ЗСБ), призванной осуществлять, совместно с динамическим анализом сейсмических записей, обоснованный литологический прогноз разведуемых толщ, что особенно актуально вследствие свертывания на Таймыре глубокого параметрического бурения (последняя такая скважина была заложена в Ванкорском районе - на Медвежьей площади 16 лет назад, в 2001 году).
В настоящее время завершается создание сети региональных маршрутов МОГТ (со средним расстоянием между ними 30-50 км), которая полностью покрывает мезозойские бассейны материкового Таймыра (Гыдано–Ленскую нефтегазоносную зону) и стыкуется с аналогичными работами, проведенными еще в советские 1980-е годы по всей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции – от Урала до Енисея. Одновременно в тех же границах развернуты площадные работы МОГТ в модификациях 2D и 3D, выполняемые за счет средств как федерального бюджета, так и добывающих компаний (рис. 4а).
Возобновленные после неоправданно долгого 15-летнего перерыва работы нового этапа оказались исключительно эффективными. Они позволили выявить в юрско-меловых отложениях, а также по горизонтам второго, рифей-палеозойского структурного этажа (с привлечением результатов СГММ) целый ряд новых зон нефтегазонакопления, а в их пределах – большое число перспективных на УВ объектов различного типа. По полученным материалам удалось подготовить значительные площади под лицензирование и обосновать заложение первых глубоких параметрических скважин.
Показательным примером высокой эффективности современных исследований стало обнаружение в казалось бы достаточно изученной в прошлом Приенисейской полосе трех крупных зон (Новотаймырской, Северо-Авамской и Усть-Агапской), представленных в составе общей Новотаймырской области нефтегазонакопления (рис. 3а). В ее пределах уже детально изучено или намечено множество антиклинальных и неантиклинальных объектов, приуроченных к неоком-верхнеюрским отложениям, с которыми связаны основные открытия нефти и газа последних лет в Западной Сибири и на Таймыре.
Стратегия дальнейших исследований
В настоящее время региональные и площадные работы МОГТ проводятся только в северной части Таймырского сектора Арктики и сконцентрированы в пределах трех крупнейших зон нефтегазонакопления: материковой Гыдано-Ленской, а также Карской и Лаптевской, отвечающих одноименным интервалам арктического шельфа (рис. 5). По планам до 2020 года поставленная перед наземной и морской сейсморазведкой задача лицензирования названных зон должна быть в основном выполнена, что позволяет ожидать здесь новых крупных открытий (в частности, на обнаруженном и подготовленном нашим предприятием еще в начале 1980-х годов Журавлином поднятии, к разбуриванию которого сейчас приступил Лукойл).
Рис. 5
Зоны нефтегазонакопления:
1. Гыдано-Ленская;
2. Карская;
3. Лаптевская.
Неизученные территории:
А – Путорано-Анабарская;
Б – Бырранго-Североземельская.
Вместе с тем при всей очевидной эффективности проводимых исследований большая, труднодоступная часть региона остается неохваченной сейсморазведкой и в ближней, и в дальней перспективе (рис. 5). Причем в ее пределы попадают как раз районы с наиболее благоприятным прогнозом на поиски богатых залежей углеводородного сырья, а также разнообразных рудных и нерудных полезных ископаемых (плато Путорана, Анабарский массив, горы Бырранга, архипелаг Северная Земля и др.). В сложившейся ситуации едва ли не единственную возможность обеспечить быстрое, надежное и малозатратное их изучение предоставляет инновационная стратегия, базирующаяся на высоких технологиях СГММ-МОГТ и положенная в основу программы «Большая Карта-2003». Проведению подобных исследований благоприятствует в целом неплохая обеспеченность южных районов и северных акваторий Таймырского сектора Арктики опорными сейсмическими профилями (с учетом ряда уже запланированных маршрутов на суше и море).
В свете изложенного, для формирования полноценного эталонного пространства предлагается отработать в рамках завершающего единого кустового проекта «Таймыр-2012» еще порядка 2,5-3,0 тыс. км увязочных профилей МОГТ, расположенных в центральной практически неизученной части территории (рис. 4в). Характерной особенностью данного проекта является то, что все без исключения сейсмические маршруты должны быть проложены вдоль рек (Курейки, Котуя, Анабара и др.), в обход труднодоступных либо вовсе недоступных участков, а также заповедных (запретных для сейсморазведки) зон.
Применение гораздо менее затратной, но не менее эффективной речной технологии МОГТ (апробированной на Н. Тунгуске, Енисее и других реках Сибири) позволит в ускоренном порядке объединить разрозненные фрагменты региональных, поисковых и опорных сейсмопрофилей в общую систему композитных эталонировочных маршрутов СГММ-МОГТ, охватывающих весь материковый и шельфовый Таймыр (рис. 4в).
Таким образом, впервые будут созданы исключительно благоприятные условия для проведения полномасштабных высококондиционных исследований с позиций сейсмогравимагнитного, а также бассейнового моделирования и других современных эффективных направлений. Кроме того, в результате реализации обсуждаемого проекта удастся сформировать глобальный тестовый геофизический полигон «Алтай – Шпицберген», пересекающий всю Россию по суше и акватории от Китая до Норвегии. Этот полигон будет иметь важное методическое и методологическое значение не только для всех последующих нефтегазо- и рудопоисковых работ в высоких широтах северного и южного полушарий, но и при решении целого ряда острых научных проблем, в том числе знаковой на сегодняшний день государственной задачи по установлению границы арктического шельфа России.
Выводы и рекомендации
- Разработанная с учетом естественного физико-географического преимущества Арктики и Антарктики (предельно простой структуры наблюдаемого здесь магнитного поля) технология СГММ способна минимизировать – в разы и даже на порядки – затраты на дорогостоящую сейсморазведку с одновременным мощным ускорением всего геологоразведочного процесса. Это позволяет начать прямо сейчас, несмотря на экономические трудности, давно назревшие крупномасштабные, но необременительные для госбюджета геолого-геофизические работы, направленные на устранение чудовищных пробелов в познании глубинной тектоники Таймырского сектора Арктики с его феноменальной по разнообразию и запасам минерально-сырьевой базой.
- За счет сэкономленных средств появляется благоприятная возможность вернуть в нужном объеме столь важный и незаменимый на региональном этапе инструмент изучения недр как глубокое параметрическое бурение. Для наиболее полного раскрытия всех потенциальных возможностей малозатратного, но интеллектуальноемкого сейсмогравимагнитного моделирования, необходимо также организовать специализированный научно-производственный центр по данной проблематике.
- Ожидаемые результаты исследований в рамках по-настоящему прорывных проектов «Большая Карта-2003» и «Таймыр-2012» обещают (по приобретенному уникальному опыту изучения Ванкорского и Норильского районов) покрыть с лихвой все расходы на их проведение, включая эталонировочную сейсморазведку, параметрическое бурение и содержание методического центра. В то же время они окупят (хотя бы частично) и огромные невозвращенные затраты по работам прошлых лет за счет глубокой переработки на принципах СГММ всей имеющейся архивной информации, большая часть которой лежит пока мертвым грузом.
- Реализация предложенной новой стратегии создаст реальные предпосылки для формирования на Таймыре еще нескольких крупных центров добычи и переработки УВ-сырья, причем на правобережье Енисея, где сосредоточена вся инфраструктура Норильского комбината – мирового лидера по производству цветных металлов. Это, в свою очередь, позволит продлить нефтепровод ВСТО до Диксона и соединить его с Северным морским путем в единую сквозную транспортную магистраль, чрезвычайно выгодную и безопасную для доставки углеводородного сырья в любые пункты Евразийского материка (рис. 6).
Рис. 6
В заключение отметим, что представленные предложения на Международной конференции «Арктика 2016» были рекомендованы в качестве пилотного проекта, призванного ускорить геологическую разведку высокоширотных территорий (акваторий) на базе передовых импортоопережающих технологий. Успех данной стратегии на Таймыре, являющемся ключевым регионом российского Севера, позволит распространить ее и на другие сегменты Арктики, а также на Антарктику.
Литература:
1. Баженова Т.К. Основные этапы миграции нефти в Тунгусском нефтегазоносном бассейне / Баженова Т.К., Кащенко С.А. //Геология нефтегазоносных бассейнов Сибири. – Новосибирск, 1971.
2. Казаис В.И. Способ вычисления магнитного потенциала по аномалиям и для трёхмерных тел с вертикальным намагничением // Геология и геофизика. - 1974. - № 1.
3. Казаис В.И. Методика выделения и учёта скоростных аномалий при сейсморазведке пологих структур в условиях развития зоны многолетнемёрзлых пород (Енисей-Хатангский прогиб) // Геофизические методы разведки в Арктике. Тр. НИИГА. - 1974. - № 9.
4. Казаис В.И. О глубинном строении Енисей – Хатангского прогиба по геофизическим данным // Доклады АН СССР. - 1975. - Т. 220. - № 2.
5. Казаис В.И. Исследование физической неоднородности осадочного разреза, насыщенного траппами // Геология и геофизика. - 1988. - № 4.
6. Казаис В.И. Новая тектоническая модель северо-западной части Сибирской платформы по данным геофизического моделирования (технология СГММ) // Геология нефти и газа. - 2006. - № 5.
7. Казаис В.И. Инновационное решение региональной структурной задачи в труднодоступных районах Арктики (Таймырский сектор) // Геология нефти и газа.–2012- № 1.
8. Казаис В.И. Новая стратегия ГРР в Арктике на основе сейсмогравимагнитного моделирования // Нефтесервис. – 2013. - №1 (21).
9. Казаис В.И. Новотаймырская зона нефтегазонакопления / Казаис В.И., Кушнир Д.Г. // Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России (материалы научно - практической конференции 17-21 июня 2013 г. в г.Санкт - Петербурге). – СП (б): Изд-во ВНИГРИ, - 2013.
10. Казаис В.И. Стратегия ускоренной геологической разведки труднодоступных районов Арктики // Региональная энергетика и энергоснабжение. – 2016. - №2.
11. Каратаев Г.И. Основные вопросы метода совместного анализа магнитных и гравитационных аномалий // Вопросы разведочной геофизики. Новосибирск. - Вып. 2. -1961.
12. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Сибирской платформы / Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. - М.: Недра, 1981.
13. Старосельцев В.С. Тектоника базальтовых плато и нефтегазоносность подстилающих отложений. - М.: Недра, 1989. 14. Baranov V. A new method for interpretation of aeromagnetic maps: psevdogravimetric anomalies // Geophysics. - 1957. - V. 22. - № 2. 15. Итоговая резолюция Международной конференции «Арктика 2016» // Региональная энергетика и энергоснабжение. -2016. - №2.
