Впервые идея пересчета магнитного поля в пуассоново (псевдогравитационное) поле была выдвинута в 1957 году самым известным геофизиком русского зарубежья В.Н. Барановым [32] и поддержана в 1961 году Г.И. Каратаевым [21], а в последствии Б.П. Ватлиным (1971), О.Г. Шереметом (1973), И.Д. Савинским (1974) и другими отечественными исследователями. В то же время масштабная реализация этой идеи на практике сдерживалась, прежде всего, из-за общей, исторически сложившейся технической «нестыковки» разведочной геофизики, которая состоит в функциональной несовместимости измеряемых параметров потенциальных полей, отвечающих в одном случае ( g) первой, а в другом случае ( Т или Z) второй производным гравитационного потенциала. В условиях Таймыра осуществление псевдогравитационного анализа дополнительно затруднено ввиду очень сильной искаженности самого поля Т, вызванной, в свою очередь, сложным магнитоактивным топорельефом трапповых областей.
Традиционная схема устранения обозначенного несоответствия предполагает приведение гравитационного поля к функциональному виду магнитного стандартным пересчетом аномалий Буге в поля вторых производных. Однако совместные количественные расчеты
потенциальных полей на уровне и без того неустойчивых вторых производных в районах интенсивно проявленного траппового магматизма оказываются и вовсе некорректными вследствие чрезмерного искажающего влияния ВЧР на наблюдаемое магнитное
поле.
В свете изложенного при разработке комплексной интерпретационной технологии СГММ нами было избрано альтернативное направление анализа, при котором, наоборот, трансформируют магнитное поле ( Т или Z) в функцию первой производной, или магнитный
потенциал W, связанный с полем g простой линейной зависимостью [3, 7]. При этом наиболее информативное и обеспеченное жесткой плановой и высотной привязкой поле силы тяжести используют в том виде, в каком оно зарегистрировано, без внесения в него каких-либо искажений.
Определение магнитного потенциала в технологии СГММ базируется на найденных нами точных (в конечных интегралах) решениях внешней задачи Неймана для трехмерных сред [4]. Полученный алгоритм, обеспечивающий нахождение гармонической функции по
значениям ее нормальной производной, позволяет выполнять расчеты как на плоскости наблюдения, так и на других уровнях верхнего полупространства. Применяемый способ обеспечивает составление кондиционных карт магнитного потенциала при любой сложности
встречающихся в районе полей Т ( Z). В спектральном отношении проводимое преобразование магнитного поля представляет собой фильтр нижних частот, поэтому в процессе интегрирования происходит также освобождение магнитного поля от паразитной высокочастотной составляющей, порождаемой неоднородным строением ВЧР.
Проиллюстрируем эффективность обсуждаемой трансформации на конкретных примерах.
Первый пример относится к Норильскому району (рис. 1а). Он показывает возможность восстановления магнитного поля по функции W (теперь уже в облике трапповой составляющей гравитационного поля с предельно разрешенной аномальной картиной)*, которое
почти полностью теряется в поле напряженности Т на фоне короткопериодной помехи при высоте полета 150 – 200 м.
Достигаемый эффект исключительно важен во всех отношениях, поскольку при съемках на малых высотах (а именно они нужны в первую очередь для поисковых целей) такое хаотичное, тотально искаженное и неинтерпретируемое поле Т наблюдается на огромном
пространстве Тунгусской синеклизы.
Другой пример ярко демонстрирует функциональное согласование магнитного поля с гравитационным на интерпретационном маршруте, пересекающем в меридиональном направлении восточные отроги горного массива Путорана (рис. 1б).
Магнитное поле здесь взято по съемке с высоты 2400 м, при которой уровень помех намного ниже, что позволяет наблюдать (хотя и не везде) его полезную составляющую непосредственно по параметру Т. Сопоставление графиков Т, W и g проясняет механизм, устраняющий различие в тонкой внутренней структуре измеренных потенциальных полей разной физической природы и восстанавливающий истинное соотношение между ними после приведения магнитного поля к тому же функциональному виду первой производной, как и у гравитационного поля. Особенно хорошо это стало видно в северной части маршрута по обнаружившемуся поразительному, вплоть до деталей, сходству обширных интенсивных максимумов g и W. Подобное сходство предполагает связь данных аномалий с одним и тем же (моногеническим) гравимагнитовозмущающим объектом, который действительно здесь находится (известный интрузив Гули). Само же это удивительное пуассоново преображение аномальных полей, почти всегда не предугадываемое, мы называем «гулинским эффектом».
Таким образом, разработанный метод первой производной предопределил выход в изучаемом регионе (Таймырском секторе Арктики) на принципиально новый уровень изображения аномального магнитного поля – помехоустойчивого и адекватного гравитационному
полю, а также возможность включения их обоих в общие вычислительные аналитические схемы. Именно благодаря этому удалось преодолеть стоявшие на рубеже 1960 – 70-х годов наиболее острые стартовые проблемы псевдогравитационного анализа и реализовать его на Таймыре в рамках инновационного импортонезависимого методико-технологического комплекса
СГММ [12 – 15, 17 – 20]. При этом необходимо отметить, что уже на самых ранних порах внедрения методика, положенная в основу этого комплекса, была одобрена министром геологии СССР, академиком Сидоренко А.В. и главным геофизиком того же министерства, членом- корреспондентом АН СССР Федынским В.В. [7].
Созданная технология при минимальных объемах опорных эталонировочных данных сейсмики (стратегия «разведка без границ») способна обеспечить в высоких широтах быстрое, надежное и малозатратное решение региональной структурной задачи (рис. 2а) как залог успешных поисков любых полезных ископаемых.
Надежность сейсмогравимагнитного моделирования напрямую зависит и от качества привлекаемых для эталонирования сейсмических данных, что требует учета резкой скоростной неоднородности ( V ) исследуемого осадочного разреза, насыщенного в регионе траппами [8, 9, 10] либо охваченного вечной мерзлотой [5]. Неординарные поисковые возможности разработанного нами скоростного
анализа по материалам МОВ наглядно иллюстрирует Соленинская площадь (рис. 2б). Здесь перспективная, но пологая антиклинальная ловушка УВ ускользает при стандартных построениях и обнаруживается только лишь после ввода скоростной поправки за растепление криолитозоны. Что было подтверждено последующим глубоким бурением и ВСП, а также открытием еще одного, притом самого крупного, месторождения на этой площади (рис. 3в).
Достигнутые результаты
Приведем примеры эффективности развиваемой стратегии при работах на нефть и газ как в Западной, так и Восточной Сибири.
В 1960 – 1980-е годы, ставшие «золотым веком» для нефтегазового комплекса Таймыра, безошибочный прогноз СГММ (рис. 3а), а также высокоточная (можно сказать, «ювелирная») сейсмическая
подготовка площадей к бурению, обеспеченная учетом латеральных изменений скорости (рис. 3в), в сочетании с предельно согласованным ходом геофизических и буровых работ в те годы ускорили открытие крупных залежей нефти и газа в Приенисейской полосе Западной Сибири. К тому же со снайперским, 100-процентным попаданием – во всех случаях, включая Ванкор, с первой пробуренной скважины (рис. 2в, 2г).
Открытия «золотого века» позволили в рекордные сроки успешно решить сразу две стратегически важные для России задачи: во-первых, перевести энергоснабжение Норильского комбината – мирового лидера по производству цветных металлов – с угля на дешевый природный газ; во-вторых, наполнить магистральный нефтепровод ВСТО Восточная Сибирь – Тихий океан) – за счет подключения его к нефти Ванкора (рис. 6а).
ДЛЯ СПРАВКИ: посетивший в 1964 году Таймыр А.Н. Косыгин отвел на поиски всего три 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 1967 году в междуречье Соленой и Мессояхи – в 250 км к западу от города. Тем самым, установка премьера была исполнена точь-в-точь.
В середине 1970-х годов, в связи с начавшейся переориентацией поисковых работ на нефть, для изучения структуры глубоких юрско-меловых горизонтов, недоступных практиковавшемуся тогда простому однократному профилированию МОВ, было применено сейсмогравимагнитное моделирование с расширенной интерпретационной схемой ([7], рис. 4). Последняя обеспечила учет
в поле g искажающего влияния физической неоднородности всего геологического разреза, а не отдельных его интервалов, как на начальном этапе исследований. Поэтому, кроме магнитного поля W,
характеризующего вещественную неоднородность нижнего, доюрского этажа (рис. 4б), к анализу привлекалась сводная карта средней скорости, составленная нами по результатам обработки параметрических диаграмм А.К. Урупова (30 тыс. км профилей МОВ) и с опорой на данные сейсмокаротажа более 70 глубоких скважин ([5], рис. 4а).
Закартированное скоростное поле несет двойную информационную нагрузку: прямую – о скорости и косвенную – о состоящей с ней в парной аналогии плотности верхнего, юрско-мелового этажа.
Благодаря чему оно использовалось дважды: сначала для повышения точности эталонировочных сейсмических данных, а затем для учета плотностных градиентов по схемам СГММ (рис. 4в).
В результате было изучено поведение доюрского фундамента в неисследованной области, где он погружается на максимальную для всей Западно-Сибирской плиты глубину свыше 9 км (рис. 4в). Более поздние работы МОГТ доказали правильность такого прогноза.
На рубеже 2000-х годов технология СГММ оказалась вообще единственным средством, обеспечившим впервые получение в трапповых полях Восточной Сибири (а это – третья, высшая категория сложности) достоверной фактической информации, хорошо подтверждаемой сейсморазведкой ([12 – 15, 17 – 20], рис. 3б). При этом суммарные затраты составили 20 млн руб., при стандартном же
подходе потребовалось бы тоже 20, но уже млрд руб. [20]. Как видим, эффект колоссальный.
Полученная информация опровергла сложившиеся к началу 1990-х годов неверные представления об открытости северного борта Курейской синеклизы и отсутствии в его пределах значительных
антиклинальных структур – ловушек углеводородов (УВ). Поступившие на начальных этапах анализа материалы СГММ позволили сразу же и именно здесь обнаружить первые в этом
регионе крупные положительные структуры в рифей-палеозойских отложениях (Самоедский и Северо-Пясинский валы, Северо- Путоранский мегавал и др.). Позднее по данным следующих
этапов сейсмогравимагнитного моделирования было установлено, что эти структуры одновременно входят в состав также выделенных впервые крупнейших тектонических элементов: Обско- Хатангской мегагряды, протягивающейся от них на запад, и Норильской седловины, распространяющейся от них на юг [13].
Обско-Хатангская мегагряда по своему геотектоническому положению и протяженности (1200 км) является уникальной структурой транзитного типа, отгораживающей Сибирскую платформу от Енисей-Хатангского прогиба и уходящей в глубь Западно- Сибирской плиты (рис. 5).
Норильская же седловина (рис. 2в), судя по имеющимся материалам, сформировалась на месте ретроспективного авлакогенного (рифтогенного) пояса в позднем палеозое, и с этого времени она
стала гигантским (длиной 600 км, шириной 350 – 400 км и высотой 7 – 10 км) барьером на пути движения внешних потоков УВ из обеих соседствующих депрессий: Енисей- Хатангского прогиба и Курейской синеклизы, обладающих мощным генерационным потенциалом. Таким образом, Норильская седловина (НГО) может быть причислена к классу особо перспективных
территорий с двусторонней миграцией УВ; ее прогнозные ресурсы оцениваются нами от 6 до 10 млрд т условного топлива (рис. 2в). По гидрогеологическим данным [29], здесь предполагается
региональное распространение девонских соленосных образований (идеального флюидоупора), а в подсолевых отложениях, прежде всего ордовика и силура, развитие пластов-коллекторов высокого качества [1, 24, 26, 30, 31].
Материалы СГММ позволили (практически с «чистого листа» и с высокой добавленной стоимостью) выявить в Норильской седловине на доступных рифей- палеозойских уровнях разреза до 50 антиклинальных структур – потенциальных месторождений нефти и газа, а также обнаружить в базальтовых покровах более 10 неизвестных прежде вулканогенных впадин (котловин) хараелахского
типа, контролирующих рудоносность Норильского района [2]. Полагаем, что изучение новых рудоперспективных структур может коренным образом поменять и всю стратегию ведущихся здесь геолого- разведочных работ на твердые полезные ископаемые. Диапазон же методических возможностей сейсмогравимагнитного моделирования позволяет использовать его и для поиска рудных объектов. Только в этом случае главным предметом исследования должна стать трапповая составляющая, а доминантой анализа – расчленение ее на два составных компонента: полезный интрузивный) и мешающий (эффузивный).
Работы МОГТ 2017 года однозначно подтвердили и шокировавший многих прогноз «зеркального» поведения границы Мохоровича (сокращенно Мохо, или просто М) в Енисей-Хатангском прогибе,
сделанный еще в 1967 году, по данным СГММ ([19], рис. 3г).* Этот поразительный пример научного предвидения является также важным косвенным свидетельством реальности и всех целевых – нефтегазо- и рудоконтролирующих структур, обнаруженных в рамках одной и той же интерпретационной схемы – беззатратного по сути, но интеллектуально емкого сейсмогравимагнитного моделирования (образно говоря, «на кончике пера»).
Достигнутые результаты, прошедшие апробацию на Ученом совете ИГиГ СОРАН при экспертной поддержке акад. Конторовича А.Э., позволили нам в начале 2000-х годов [12 – 15]:
• во-первых, разработать комплексную программу СГММ- МОГТ «Большая Карта» на весь Таймырский сектор Арктики (рис. 6а);
• во-вторых, в рамках этой же программы обосновать и инициировать, после 15-летнего перерыва, возобновление здесь нефтегазопоисковых работ, прерванных перестройкой. Первоначальным же импульсом для запуска проекта стало блестящее, вплоть до деталей, подтверждение сейсмогравимагнитного прогноза Северо-Пясинского вала вблизи Норильска (рис. 3б).
Работы МОГТ нового этапа – двойного назначения. Они ориентированы на лицензирование выявляемых на Таймыре новых нефтегазоперспективных зон (одну из них в Пясинском районе мы
так и назвали – Новотаймырской, ([16], рис. 2в) и одновременно на составление полноформатных моделей СГММ на всю мощность земной коры (рис. 3г).
Новые проблемы и их решение
Однако намеченные планы по всеобщему охвату Таймырского сектора Арктики (более 3,5 млн км2) работами МОГТ были нарушены и все исследования оказались сосредоточенными
только в пределах трех НГО: материковой, Гыдано-Ленской и двух шельфовых – Карской и Лаптевской, а программа «Большая Карта» осталась невыполненной (рис. 6б). Поэтому, несмотря
на значительные объемы этих работ (50 тыс. км только по госконтрактам) и понесенные затраты в 30 млрд руб., а также очевидную их эффективность на ряде площадей – Байкаловской, Пайяхской, Гыданской, неосвещенной сейсморазведкой остается большая – более 80 % – труднодоступная часть региона с благоприятным прогнозом на поиски не только нефти и газа, но и твердых полезных ископаемых, в том числе высоколиквидных, таких как медь-никель, цинк-свинец, золото, платина, алмазы, уран, редкоземы и др. (плато Путорана, Анабарский массив, горы Бырранга, архипелаг Северная Земля).
С учетом сказанного предложено форсировать изучение этих земель в рамках единого кустового проекта «Таймыр-2012» (рис. 6в), завершающего программу «Большая Карта-2003», с отработкой недостающих опорных профилей МОГТ-СГММ по суше, морю и рекам в обход недоступных и заповедных участков (рис. 6г). Данный проект включает 5 объектов сейсморазведки МОГТ повышенной,
до 10 – 20 с, глубинности, в паре с электроразведкой МТЗ – ГМТЗ. Запланированный общий объем работ (около 7,5 тыс. км) и их распределение по территории позволят, во-первых, доизучить
неосвещенные пограничные зоны мезозойских бассейнов, во‑вторых, объединить разрозненные фрагменты уже существующих региональных, поисковых и опорных сейсмопрофилей в общую систему замкнутых и взаимоувязанных эталонировочных полигонов СГММ – МОГТ, охватывающих одновременно материковый и шельфовый Таймыр
(рис. 6в, 6г).
Тем самым должны быть созданы наиболее оптимальные условия для проведения на данной территории первых, по-настоящему кондиционных исследований с единых методических позиций, по
сути, нового высокотехнологичного комплекса СГММ – МОГТ (с привлечением других современных направлений, прежде всего бассейнового моделирования).
Таким образом, могут быть очень быстро и с минимальными затратами устранены чудовищные пробелы в познании минерально- сырьевой базы богатейшей нефтегазо- и рудоносной провинции, исключительно выгодно расположенной на главных перекрестках Северного морского пути. Кроме того, будет сформирован глобальный тестовый маршрут «Алтай – Шпицберген», пересекающий всю Россию по суше и акватории от Китая до Норвегии (5 тыс. км). Аналогичный маршрут предлагается создать и вдоль всей трассы Северного морского пути от Мурманска до Владивостока
(свыше 11 тыс. км). Совместно оба маршрута образуют идеальный тестовый полигон для решения многих особо острых проблем (в том числе знаковой – по установлению внешней границы арктического шельфа России). При этом следует подчеркнуть, что именно в рамках таких крупных многолетних (до 5 лет, в нашем случае период 2023 – 2027 гг.), кустовых проектов удастся наиболее полно раскрыть неординарные возможности технологии СГММ, способной не только ускорить, но и удешевить как нефтегазо-, так и рудопоисковые работы, а за счет сэкономленных немалых средств вернуть в нужных объемах столь важный и незаменимый на региональном этапе инструмент исследования недр, как глубокое параметрическое бурение.
Вместе с тем воплощение всего этого в жизнь требует высококачественной интерпретации поступающих сейсмических материалов, немыслимой без учета скоростных аномалий, а в трапповых районах – и без колонкового
бурения. Поскольку последнее сейчас свернуто, воспользуемся результатами наших исследований 1980-х годов по проблеме скоростной или, шире, физической неоднородности разреза (ФНР)
в области максимального его насыщения траппами (нижнее течение р. Н. Тунгуска) [10]. Большой объем полученной здесь буровой (84 скважины), сейсмокаротажной (61 скважина)
и денситометрической (36 скважин) информации позволил осуществить послойное численное моделирование с применением предложенного нами инновационного способа отыскания значений скорости по системам линейных уравнений, связывающих заданную совокупность скважин, минуя расчеты по отдельным скважинам, сопровождаемые в трапповых полях большими
погрешностями.
Благодаря этому удалось впервые получить устойчивую петрофизическую характеристику обследованного разреза (рис. 7а, 8а), который отвечает модели из четырех литолого- стратиграфических комплексов с различающимися между собой, но постоянными для всего региона скоростными и плотностными законами (при их параллелизме): I – терригенные отложения триаса и карбона, II – терригенно- карбонатные образования девона и ордовика, III – карбонатные породы силура и кембрия, IV – траппы (независимо от возраста вмещающих осадочных отложений).
Результаты выполненного моделирования сводятся к следующему. 1. Главной причиной скоростной и плотностной неоднородности разреза в регионе служит литологический фактор, а именно
латеральная изменчивость суммарных мощностей слагающих комплексов. Максимальный же вклад в наблюдаемые интегральные эффекты физических параметров вносят траппы, доля которых среди других пород ВЧР наиболее значительна, отчего рисунок аномального поля их суммарной мощности доминирует на всех скоростных и плотностных картах (рис. 8а, 8б).
2. Физическая неоднородность затрагивает не только верхнюю, но и нижнюю части разреза и наблюдается как в региональном, так и в локальном планах. О масштабах явления
свидетельствуют обширные и глубокие минимумы параметров с интенсивностью, достигающей в ВЧР 1,0 – 1,5 км/с в скоростном и 0,3 – 0,5 г/см3 в плотностном поле, обнаруживаемые к югу от р. Н. Тунгуска и севернее оз. Онеко (рис. 8б).
3. Наиболее значительные аномалии параметров неоднородности, определяющие морфологию регионального поля, почти полностью контролируются литологической составляющей, независимо от
того, были ли использованы в расчетах сведения о мощностях всех комплексов или только траппов, при условии их безошибочности (рис. 8в, 8г). Это свидетельствует о перспективности оличественного прогноза траппов, например, по высокоточной гравиразведке, но требует разработки соответствующей методики.
4. Неучет скоростных аномалий при сейсмических построениях может привести к серьезным, не исключено катастрофическим, искажениям картируемых структур, причем не только локальных, но и крупных. В подобной ситуации (то есть без учета ФНР) на рассмотренном тестовом маршруте (рис. 8в, 8г) был бы упущен перспективный объект с линейными размерами порядка 200 км и амплитудой более 300 м.
5. По результатам выполненного исследования становится очевидной необходимость организации специального учета ФНР уже на региональном этапе изучения трапповых районов.
Обязательным условием успешного ведения поисковой сейсморазведки в таких районах является сопровождение ее колонковым бурением – сейсмокаротажем, по предложенной технологии [10, 11]. Для обоснования уровня учета скоростной неоднородности ВЧР (глубины колонкового бурения) предложено исходить из соотношения величин общей и частных ошибок, допускаемых при корреляции отражающего горизонта и при изучении горизонтального градиента скорости (рис. 7б). Минимально необходимый (допустимый) уровень отвечает примерному равенству погрешностей за корреляцию и скорость. При оптимальном же уровне влиянием недоучета скоростных изменений можно практически пренебречь, а суммарная ошибка сейсморазведки будет определяться в основном точностью корреляции разведываемых границ.
При соблюдении данного условия поисковые возможности метода реализуются в полной мере и способны обеспечить обнаружение перспективных структур с амплитудами порядка 100 м.
По опыту работ на Анакитской и Пойменной площадях, для этого необходима проводка 3 – 5 колонковых скважин в различных физико-геологических зонах, намечаемых по комплексу общих методов.
В завершение раздела отметим следующее.
• Масштабы тех лет поражают: сотни пробуренных колонковых скважин в Тунгусской синеклизе с обязательным выполнением на каждой площади научно- исследовательских и опытно- конструкторских работ (НИОКР). Не лишне напомнить, что это стало возможным только после выхода специального Постановления ЦК КПСС и Совета Министров СССР от 21 марта 1979 года № 265 «О мерах по усилению геологоразведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири», в подготовке которого нам довелось принять непосредственное участие.
• Как видим, государство пошло тогда на непропорционально большие для геологоразведки затраты ради скорейшего освоения природных богатств на востоке Сибири. Мы же сейчас предлагаем
достичь того же самого эффекта на беспрецедентно низком, можно сказать, «копеечном» уровне госбюджетного финансирования. И все благодаря сокращению общей протяженности дорогостоящих
сейсморазведочных маршрутов, а также числа размещаемых на них еще более дорогостоящих колонковых и глубоких скважин.
Направление дальнейших работ
Конечной целью обсуждаемых исследований является подтверждение прогнозируемых несметных запасов углеводородов на втором – резервном палеозойском направлении поисков [1, 23, 24, 26, 29 – 31]. Основные перспективы здесь связаны с распространением в Норильской НГО [13 – 15] так называемых мини-бассейнов, представляющих собой характерные композиции тектонических элементов отрицательного (очаги нефтегазообразования) и положительного (ловушки УВ) знаков. Наиболее яркий мини- бассейн закартирован, по данным СГММ, в Снежногорском районе, где три крупнейших мегавала (Хантайско-Рыбнинский, Кутарамаканский и Снежногорский) кружают Большеозерский мегапрогиб (область максимального для всей Сибирской платформы осадконакопления – до 15 км и более) практически по всему периметру, образуя почти идеальную (замкнутую) генерационно-аккумуляционную систему [14].
Согласно концепции, развиваемой Лопатиным Н.В. и другими исследователями [28], в данной ситуации должен быть реализован огромный дополнительный (внутренний) нефтегазопроизводящий
потенциал Большеозерского мегапрогиба. В сочетании с общими благоприятными геолого- геохимическими условиями это может предопределить соответствующие масштабы нефтегазонакопления в окружающих крупных и уникально крупных положительных структурах с суммарной предварительной оценкой от 1,7 до 2,8 млрд т условного топлива.
Из числа прогнозируемых здесь объектов наиболее устойчиво по критерию сигнал-помеха выделяется Снежногорский мегавал, который уже частично подтвержден на одном из переобработанных маршрутов прошлых лет (намечающимся подъемом отражающих горизонтов со стороны Большеозерского мегапрогиба). Поэтому он представляет исключительный интерес для постановки глубокого
параметрического бурения, но требует предварительной заверки работами МОГТ нового этапа (проект «Снежногорск» – [19], рис. 2д). Благодаря развитой в регионе гидросети наблюдения МОГТ на всех маршрутах запланировано провести вдоль рек и озер с применением гораздо менее затратной, но не менее эффективной речной технологии и в наиболее комфортный для производства летний период.
Успешная реализация подобного проекта создаст предметные предпосылки для решения важнейшей на сегодняшний день государственной задачи по формированию новых центров добычи и переработки минерально- сырьевых ресурсов в АЗРФ, в том числе на Таймыре, прежде всего на правобережье Енисея, где сосредоточена вся инфраструктура Норильского комбината, но еще не
открыто ни одного промышленно значимого месторождения нефти и газа (рис. 9а).
Реальным толчком к ускорению процесса должно стать продление нефтепровода ВСТО от Ванкора до Диксона (с возможным ответвлением, например на Хатангу и Снежногорск, при открытии там
месторождений), что позволит соединить его с Северным морским путем в общую магистраль, чрезвычайно удобную и безопасную для доставки углеводородного сырья в любые пункты Евразийского материка (рис. 9б).
Заключение
В случае успеха стратегии «разведка без границ» на Таймыре, ключевом звене Российского (шире – Евразийского) Севера, ее можно будет распространить и на другие заполярные и приполярные
территории с теми же самими проблемами [17 – 20].
Сначала на Российскую часть Арктики, а затем на всю Арктику и всю Антарктику (рис. 9в), моделируя их как особые физико- географические области Земли (суперглобальные объекты в 25
млн км2 каждый), обладающие замечательным преимуществом – вертикально направленным магнитным полем, преобразование которого в аналог гравитационного поля по предложенным алгоритмам (доминантная процедура СГММ) осуществляется наиболее корректно [4]. Очевидно, что в случае Антарктики (минерально- сырьевая база которой, по мнению ряда экспертов, больше,
чем у всех остальных частей света вместе взятых) подобные исследования – «на кончике пера» – единственно возможны, поскольку международными конвенциями любые работы с применением
техники там запрещены полностью.
В целом выполнение такого, необременительного для госбюджета, системного проекта* на принципах значительно модернизированной за последние годы прорывной геотехнологии СГММ (с
участием других современных методологий, в первую очередь бассейнового моделирования) и под эгидой креативного научно- координационного центра, который предложено организовать, позволит:
• Получить с единых методических позиций и на строгом количественном уровне первую, по-настоящему объективную и полновесную оценку всего ресурсного потенциала северной и южной полярных областей, прежде всего АЗРФ, и по углеводородному сырью (раздельно для материковых, транзитных и шельфовых зон), и по твердым полезным ископаемым (с дифференциацией на рудные, нерудные и т.п.).
• Разработать на новом витке знаний единую Концепцию геолого- разведочных работ в АЗРФ с целевым видением ближней (5 лет), средней (10 лет) и дальней (20 лет) перспектив, а также увязать ее
(Концепцию) с соответствующими стратегическими документами, регламентирующими развитие заполярных территорий в целом и Северного морского пути в особенности.
• Вывести разведку высоких широт, в первую очередь Российского Заполярья, на качественно более высокий уровень научного геологического прогноза, придав самому поисковому процессу
мощный стимул и второе дыхание, которых сегодня так не хватает геологии.
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. Дюжиков О.А. Геология и рудоносность Норильского района /О.А. Дюжиков, В.В. Дистлер, Б.М. Струнин и др. – М.: Наука, 1998.
3. Казаис В.И. Методика количественной интерпретации гравитационных и магнитных аномалий в Енисей-Хатангском прогибе / Казаис В.И., Яганцев Э.М. // Геология и геофизика. – 1971. - №2.
4. Казаис В.И. Способ вычисления магнитного потенциала по аномалиям ∆Z и ∆T для трёхмерных тел с вертикальным намагничением // Геология и геофизика. – 1974. - №1.
5. 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.
6. Казаис В.И. Строение поверхности Мохоровичича в Енисей-Хатангском прогибе по результатам комплексной интерпретации геофизических полей // Енисей-Хатангская нефтегазоносная область. Труды НИИГА, - 1974.
7. Казаис В.И. О глубинном строении Енисей-Хатангского прогиба по геофизическим данным // Доклады АН СССР. – 1975. – Т.220. - №2.
8. Казаис В.И. Изучение горизонтального градиента скорости при сейсморазведке в западной части Сибирской платформы // Геологии нефти и газа. – 1977. - №4.
9. Казаис В.И. Анализ точности поисковой сейсморазведки в Тунгусской синеклизе / Казаис В.И., Черских В.И. // Геология нефти и газа. – 1978. - №7.
10. Казаис В.И. Исследование физической неоднородности осадочного разреза, насыщенного траппами // Геология и геофизика. – 1988. - №4.
11. Казаис В.И. Проблема физической неоднородности разреза и подходы к её решению на севере Средней Сибири. // Геофизические исследования в Средней Сибири. Красноярск. Редакционно-издательский центр КНИИГиМС, - 1997.
12. Казаис В.И. Сейсмогравимагнитное моделирование платформенных структур на северной части Сибирской платфомы // Геология нефти и газа. – 1997 - №11.
13. Казаис В.И. Новая тектоническая модель северо-западной части Сибирской платформы по данным геофизического моделирования (технология СГММ) // Геология нефти и газа. – 2006. - №5.
14. Казаис В.И. Инновационное решение региональной структурной задачи в труднодоступных районах Арктики (Таймырский сектор) // Геология нефти и газа.–2012- № 1.
15. Казаис В.И. Новая стратегия ГРР в Арктике на основе сейсмогравимагнитного моделирования // Нефтесервис. – 2013. - №1 (21).
16. Казаис В.И. Новотаймырская зона нефтегазонакопления / В.И. Казаис, Д.Г. Кушнир // Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России (материалы научно-практической конференции 17 – 21 июня 2013 г. в г. Санкт-Петербург). – СП (б): Изд-во ВНИГРИ, - 2013.
17. Казаис В.И. Стратегия ускоренной геологоразведки Арктики и Антарктики // Neftegaz.ru. – 2017. - №1.
18. Казаис В.И. Арктика и Антарктика: геологоразведка без границ // Сборник докладов на XI Международном форуме «Арктика: настоящее и будущее.»: - СП(б): Изд-во АСПОЛ, – 2021.
19. Казаис В.И. Арктика и Антарктика: геологоразведка «на кончике пера» // Сборник докладов на XII Международном форуме «Арктика: настоящее и будущее.» - СП(б): Изд-во АСПОЛ, -2022.
20. Итоговая общественная резолюция XI Международного форума «Арктика: настоящее и будущее» // Сборник материалов. – СП(б): Изд-во АСПОЛ, - 2021.
21. Каратаев Г.И. Основные вопросы метода совместного анализа магнитных и гравитационных аномалий // Вопросы разведочной геофизики. Новосибирск. - Вып.2 – 1961.
22. Козлов Е.А. Об оценке источников погрешностей в МОВ. Разведочная геофизика, вып. 44. Изд. «Недра», М.,1965.
23. Тальвирский Д.Б. Тектоника и перспективы нефтегазоносности севера Красноярского края. Тематические научно-технические обзоры. М., ВНИИОЭНГ, – 1969.
24. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Сибирской платформы / Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. – М.: Недра, 1981.
25. Егоркин А.В. Результаты исследования структуры литосферы на профилях в Сибири / Егоркин А.В., Зюганов С.К., Павленкова Н.А. и др // Геология и геофизика – 1988. - №5.
26. Старосельцев В.С. Тектоника базальтовых плато и нефтегазоносность подстилающих отложений. – М.: Недра, 1989.
27. Кондратьев О.К. Проблемы сейсморазведки Восточной Сибири. Под ред. О.К. Кондратьева. – М.: Изд-во ВНИИГеофизика, 1989.
28. Лопатин Н.В. Нефтяные генерационно-аккумуляционные системы: логика концепции и её применение в поисково-разведочных работах / Н.В. Лопатин, С.Л. Зубайраев // Геоинформатика. – 2000. - №3.
29. Кринин В.А. Перспективы нефтегазоносности и оценка прогнозных ресурсов палеозоя плато Путорана // Минеральные ресурсы Таймырского автономного округа и перспективы их освоения (материалы научно-практической конференции 25 – 28 октября 2004 г. в г. Санкт-Петербург). – СП (б): Изд-во ВСЕГЕИ, - 2004.
30. Болдушевская Л.Н. Нефтегазогенерационный потенциал отложений куонамской свиты северо-восточной части Сибирской платформы / Болдушевская Л.Н., Филиппцов Ю.А., Переладов В.С. // Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края (материалы научно-практической конференции 20 – 23 ноября 2007 г.), Красноярск. Редакционно-издательский центр КНИИГиМС, -2007.
31. Балдин В.А. Неопротерозойско-палеозойские и триасовые комплексы Гыдана и Таймыра / Балдин В.А., Мунасыпов Н.З. // Геофизика. -2017. -№3.
32. Baranov V.A. A new method for interpretation of aeromagnetic maps: psevdogravimetric anomalies // Geophysics. – 1957. – V.22. - №2.
