Литология и полезные ископаемые, 2023, № 1, стр. 21-37

МЕТОДЫ И МАТЕРИАЛЫ

Основным материалом литолого-газогеохимических исследований являлись керны осадков пятидесяти четырех донных станций (рис. 1, табл. 1), отобранные грунтоотборными трубками и мультикорами в период проведения российско-китайских экспедиций на НИС “Академик М.А. Лаврентьев” LV-77 (В.В. Калинчук, 2016), LV-83 и LV-90 (А.В. Яцук, 2018, 2020)³, а также с попутных судов Мурманского (О.Н. Кулешова, И.П. Федоров, О.В. Кириллов, И.А. Алексеев, 1977, 1980)^{1, 2}, Дальневосточного (В.Г. Карпенюк, А.И. Гресов, 2009, 2010, 2012, 2014 гг.)³³ пароходств ММФ и прибрежных экспедиций (А.И. Гресов, Ю.П. Пензин, А.С. Филимонов, А.В. Курьянов, 1979, 1980, 1982, 1985)⁴⁴.

Рис. 1.

Структурно-тектоническая карта [Государственная …, 1999, 2006а, б, в, 2016] и сейсмогеологический разрез [Ступакова и др., 2017] района исследований. 1 – прогибы (осадочные бассейны): I – Новосибирский, II – Приморский; 2 – геоструктуры (1–4 – поднятия: 1 – Котельническое, 2 – Лонга, 3 – Барановское, 4 – Медвежинское; 5, 6 – структурные террасы: 5 – Благовещенская, 6 – Северная); 3 – угленосные бассейны и площади (1 – Анжуйский, 2 – Хромская, 3 – Приморская); 4 – разломы (а ‒ А – Анюйский, Г – главный структурный шов; б, в – тектонические нарушения: б – установленные, в – предполагаемые); 5 – изогипсы мощности осадочного чехла, км; 6 – изобаты, м [Jakobsson et al., 2012]; 7 – палеодельты рек [Геология …, 2003]; 8 – газовые факела [Thornton et al., 2020]; 9–13 – донные станции и их номера (9 – прибрежных экспедиций и попутного судового опробования, 10 – рейса LV-77, 11 – LV-83, 12 – LV-90, 13 ‒ определения возраста осадков); 14 – сейсмогеологический разрез; 15 – литологический разрез. На врезке: расположение района исследований и нефтегазовых месторождений шельфа Аляски.

В ходе морских экспедиционных работ колонки кернов после подъема на борт судна разделялась на две равные части, одна использовалась для опробования, а другая – для литологического описания и фотографирования. Для проведения стационарных аналитических исследований керны хранились в кернохранилище. Изучение состава газов донных отложений осуществлялось методами поинтервального отбора осадков в герметические сосуды с последующей их дегазацией и отбором проб газа при свободной, термической и термовакуумной стадии выделения.

Хроматографический анализ проб газа проводился в аттестованных Росстандартом газоаналитической лаборатории ООО “Дальвостуглеразведка” и лаборатории газогеохимии ТОИ ДВО РАН на хроматографах ЛХМ 8МД, Газохром 3101, “Хроматэк-Газохром 2000” (ЗАО СКБ Хроматэк, Россия) и “КристалЛюкс-4000М” (ООО “НПФ “Мета-хром”, Россия). Методика опробования, дегазации осадков, анализа газов и обработки полученных данных соответствовала действующему руководству [Руководство …, 1985], ГОСТ 23 781-79, 83, 87⁵⁵, ГОСТ 31 371.3-2008⁶⁶ и нормативным паспортам вышеуказанных лабораторий.

Изучение гранулометрического состава и водно-физических свойств донных осадков осуществлялось в лаборатории геохимии осадочных процессов ТОИ ДВО РАН (К.И. Аксентовым). Определение плотности и влажности осадков выполнялось методом режущего кольца термостатно-весовым способом, гранулометрического состава – методом лазерной дифрактометрии с использованием лазерного анализатора размера частиц Analyzette 22 NanoTec (Fritsch); содержание органического и неорганического углерода – методом ИК-детектирования на анализаторе ТОС-V (Shimadzu, Япония) в аккредитованной лаборатории аналитической химии ДВГИ ДВО РАН (Н.В. Зарубина).

Для определения генезиса УВГ использовались данные масс-спектрометрии изотопных отношений (IRMS) δ¹³С‒СН₄, δ¹³С‒С₂Н₆ и δ¹³С‒СО₂ [Гресов и др., 2016, 2020, 2021], установленные в лабораториях стабильных изотопов МГРИ, ВСЕГИИ и ДВГИ на масс-спектрометрах Finnigan MAT-253, Deltaplus XL, выполненные по аттестованным и оптимизированным для исследований методикам [Velivetskaya et al., 2015].

Оцифровка и пространственно-математическая интерпретация результатов работы проводилась в программном комплексе ESRI®ArcGIS с помощью модуля Geostatical Analyst по методу обратных взвешенных расстояний (IDW). Статистическая обработка результатов выполнена с использованием программного пакета “STATISTICA” 10.0.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

В геологическом строении района исследований принимают участие осадочные и вулканогенные образования палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста. Северная часть Новосибирского осадочного бассейна (около 25% его площади) характеризуется более широким возрастным объемом осадочного чехла: от верхнего палеозоя до кайнозоя, залегающего на каледонском складчатом основании. В южной части Новосибирского бассейна возрастной объем осадочного чехла определяется в пределах апта–кайнозоя, залегающих на позднемезозойском основании Новосибирско-Чукотской складчатой системы, в строении которой выделяются терригенно-карбонатный комплекс нижнего–среднего палеозоя и терригенный комплекс верхнего палеозоя–нижнего мела (см. рис. 1). С первым комплексом ассоциируется базитовый магматизм в виде даек и штоков метадолеритов и метагаббро-долеритов, со вторым – гранитоидный магматизм раннемелового возраста. Среди разрывных нарушений в складчатом основании северной части района исследований выделяется Главный структурный шов (граница областей позднемезозойской и докембрийско-каледонской складчатости), в южной части – Анюйский разлом. Западная часть бассейна осложнена нарушениями субширотного простирания, центральная – субмеридионального. Кайнозойский осадочный комплекс, сложенный песчаниками, алевролитами, аргиллитами, конгломератами, глинами, алевритами, песками и галечниками, характеризуется отсутствием нарушений [Государственная …, 1999, 2006а, б]. Основными источниками поступления терригенного материала и формирования осадков района исследований являются продукты береговой и донной абразии, твердый сток рек Хромы, Индигирки, Алазеи и Колымы. Ледовый перенос в процессе образования осадков имеет второстепенное значение [Геология …, 2004; Государственная …, 1999, 2006а, б, в].

Возраст голоценовых осадков северо-восточной части района исследований (станция PS72/350-2, см. рис. 1) на глубине опробования 109 см (по данным AMS ¹⁴C) составляет 9319 лет (cal a BP), 163 см – 9496, 208 см – 10 314 лет [Stein et al., 2017]. В юго-западной части аналогичные показатели на глубине опробования 12 см (станция LV77-36, см. рис. 1) составляют 751 лет, 36 см – 2065, 60 см – 2847, 80 см – 3552, 92 см – 4242, 322 см – 8082 и 354 см – 8192 лет [Astakhov et al., 2019]. Возраст плейстоценовых осадков станции 20GC, расположенной севернее района исследований на поднятии Лонга, составляет в сегменте керна 54–60 см –12.04 тыс. лет, 72–81 см – 12.52–13.21 тыс. лет [O’Regan et al., 2017]. По данным [Гусев и др., 2013] верхние 47 см осадков станции АФ-29-07 (см. рис. 1) представлены голоценовыми алевритопелитами, нижние – 47–191 см – твердыми пелитами, возраст которых в интервале 47–52 см (по данным метода избыточного ²³⁰Th) составляет 181 тыс. лет. Радиоуглеродный анализ пелитовых осадков на глубине опробования 130 см показал запредельную датировку их возраста >44 тыс. лет [Гусев и др., 2013].

Органическая насыщенность отложений района исследований достаточно высокая. В палеозой-мезозойских породах установлены твердые битумы, углистые сланцы и аргиллиты с содержанием С_орг до 6–34%. В Анжуйском угленосном бассейне (см. рис. 1) установлено до 9 нижнемеловых пластов каменного угля мощностью до 25.0 м и 8–10 пластов бурого угля верхнемелового–палеогенового возраста общей мощностью до 46 м. В эоцен–миоценовых отложениях Тастахской, Хромской, Приморской и Чаунской угленосных площадей установлено более 90 пропластков и пластов бурого угля общей мощностью более 100 м. Содержание С_орг в углях составляет 64–81%. Метаноносность пластов каменного угля на глубинах их залегания 200 м достигает 4 м³/т, бурого угля – 1–2 м³/т [Клубов, 1983; Государственная …, 2006а; Гресов, 2012; Гресов, Яцук, 2021].

В пределах континентального, островного обрамления и акваториальной части района исследований установлены газопроявления из скважин с содержанием СН₄ и его гомологов до 95 и 0.01% и газовые “факела” из газонасыщенных донных отложений в тектонических зонах [Яшин, Ким, 2007; Thornton et al., 2020, Рябчук и др., 2020; Гресов, Яцук, 2021].

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

Литологический состав осадков

Основная часть Новосибирского и Приморского осадочного бассейна, Благовещенской террасы, Барановского и Медвежинского поднятий покрыта восстановленными серыми, темно-серыми или черными осадками. Часто в осадках отмечается запах сероводорода и уплотненные комки черного цвета с аморфными сульфидами железа (гидротроилита). Окисленные светло коричневые, коричневые, бурые и зеленоватые осадки появляются лишь в осадках верхней части разреза донных отложений северной части района исследований (станции LV77-23, LV77-33 и LV90-4).

Максимальные содержания псаммитовой фракции (до 33.5%) установлены в осадках прибрежной части района исследований и Медвежинского поднятия, минимальные – менее 0.1% – северной части Новосибирского бассейна и восточной – Благовещенской террасы, промежуточные – 1–10% – южных частей Новосибирского бассейна, террасы и Барановского поднятия, а также Приморского осадочного бассейна в целом (см. рис. 1, табл. 2). Каменный материал в осадках района исследований представлен незначительным объемом гравия и гальки менее 1% и повторяет характер распределения псаммитовой фракции.

Таблица 2.  

Литолого-газогеохимические показатели донных отложений осадочных бассейнов и геоструктур района исследований

Показатели	Значения литологических, водно-физических и газогеохимических показателей донных отложений по интервалам опробования, см
	20–40	40–100	100–200	200–300	300–400
1	2	3	4	5	6
Новосибирский осадочный бассейн
Pl, %*	$\frac{{35.5{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 43.8{\kern 1pt} *{\kern 1pt} *}}{{{\mathbf{40}}{\mathbf{.0}}\,\,(4){\kern 1pt} *{\kern 1pt} *{\kern 1pt} *}}$	$\frac{{38.3{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 51.2}}{{{\mathbf{45}}{\mathbf{.1}}\,\,(9)}}$	$\frac{{39.3{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 64.0}}{{{\mathbf{49}}{\mathbf{.0}}\,\,(15)}}$	$\frac{{37.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 59.8}}{{{\mathbf{50}}{\mathbf{.6}}\,\,(6)}}$	$\frac{{48.7{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 57.8}}{{{\mathbf{53}}{\mathbf{.2}}\,\,(2)}}$
A, %	$\frac{{56.2{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 64.5}}{{{\mathbf{59}}{\mathbf{.6}}\,\,(4)}}$	$\frac{{48.8{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 61.7}}{{{\mathbf{54}}{\mathbf{.7}}\,\,(9)}}$	$\frac{{36.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 60.2}}{{{\mathbf{50}}{\mathbf{.1}}\,\,(15)}}$	$\frac{{40.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 65.3}}{{{\mathbf{49}}{\mathbf{.7}}\,\,(6)}}$	$\frac{{42.2{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 50.5}}{{{\mathbf{48}}{\mathbf{.4}}\,\,(2)}}$
Ps, %	$\frac{{0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.7}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.4}}\,\,(4)}}$	$\frac{{0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.0}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.3}}\,\,(9)}}$	$\frac{{0.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 9.4}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.9}}\,\,(15)}}$	$\frac{{0.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 3.7}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.7}}\,\,(6)}}$	$\frac{{0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.8}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.4}}\,\,(2)}}$
Wо, %	$\frac{{30.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 39.0}}{{{\mathbf{35}}{\mathbf{.5}}\,\,(4)}}$	$\frac{{29.1{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 39.1}}{{{\mathbf{33}}{\mathbf{.0}}\,\,(9)}}$	$\frac{{22.1{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 38.9}}{{{\mathbf{32}}{\mathbf{.3}}\,\,(15)}}$	$\frac{{18.2{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 36.5}}{{{\mathbf{30}}{\mathbf{.3}}\,\,(6)}}$	$\frac{{24.1{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 25.0}}{{{\mathbf{24}}{\mathbf{.5}}\,\,(2)}}$
Dо, г/см3	$\frac{{1.63{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.82}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.69}}\,\,(4)}}$	$\frac{{1.62{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.86}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.71}}\,\,(9)}}$	$\frac{{1.63{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.99}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.79}}\,\,(15)}}$	$\frac{{1.70{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.98}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.81}}\,\,(6)}}$	$\frac{{1.78{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.82}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.80}}\,\,(2)}}$
D сух., г/см3	$\frac{{1.00{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.28}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.10}}\,\,(4)}}$	$\frac{{1.01{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.24}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.14}}\,\,(9)}}$	$\frac{{0.98{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.51}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.20}}\,\,(15)}}$	$\frac{{1.11{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.52}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.22}}\,\,(6)}}$	$\frac{{1.16{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.24}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.20}}\,\,(2)}}$
Ко, %	$\frac{{19.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 24.9}}{{{\mathbf{23}}{\mathbf{.0}}\,\,(4)}}$	$\frac{{22.3{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 29.8}}{{{\mathbf{25}}{\mathbf{.3}}\,\,(9)}}$	$\frac{{22.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 33.0}}{{{\mathbf{26}}{\mathbf{.4}}\,\,(15)}}$	$\frac{{26.9{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 33.0}}{{{\mathbf{28}}{\mathbf{.8}}\,\,(6)}}$	$\frac{{32.6{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 32.8}}{{{\mathbf{32}}{\mathbf{.7}}\,\,(2)}}$
Сорг, %	$\frac{{0.90{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.36}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.15}}\,\,(4)}}$	$\frac{{0.64{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.17}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.91}}\,\,(9)}}$	$\frac{{0.70{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.16}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.93}}\,\,(15)}}$	$\frac{{0.82{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.04}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.92}}\,\,(6)}}$	$\frac{{1.02{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.06}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.04}}\,\,(2)}}$
Скарб, %	$\frac{{0.03{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.06}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.04}}\,\,(4)}}$	$\frac{{0.01{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.08}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.03}}\,\,(9)}}$	$\frac{{0.01{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.16}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.06}}\,\,(15)}}$	$\frac{{0.01{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.09}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.03}}\,\,(6)}}$	$\frac{{0.02{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.03}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.02}}\,\,(2)}}$
СН4, см3/кг	$\frac{{0.0017{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0050}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.0027}}\,\,(4)}}$	$\frac{{0.003{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0404}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.0106}}\,\,(9)}}$	$\frac{{0.0024{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 2.0973}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.1575}}\,\,(15)}}$	$\frac{{0.015{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.1199}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.0691}}\,\,(6)}}$	$\frac{{2.9054{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 5.9371}}{{{\mathbf{4}}{\mathbf{.4187}}\,\,(2)}}$
∑С2‒С5, см3/кг	$\frac{{0.0002{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0003}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.00025}}\,\,(4)}}$	$\frac{{0.00024{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0026}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.00095}}\,\,(9)}}$	$\frac{{0.00023{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0312}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.00379}}\,\,(15)}}$	$\frac{{0.0003{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0155}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.0046}}\,\,(6)}}$	$\frac{{0.0055{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0134}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.0094}}\,\,(2)}}$
СО2, см3/кг	$\frac{{0.43{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 4.03}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.84}}\,\,(4)}}$	$\frac{{0.68{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 17.45}}{{{\mathbf{3}}{\mathbf{.51}}\,\,(9)}}$	$\frac{{0.58{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 14.82}}{{{\mathbf{4}}{\mathbf{.61}}\,\,(15)}}$	$\frac{{1.86{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 22.72}}{{{\mathbf{9}}{\mathbf{.09}}\,\,(6)}}$	$\frac{{13.84{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 19.19}}{{{\mathbf{16}}{\mathbf{.51}}\,\,(2)}}$
Приморский осадочный бассейн
Pl, %	$\frac{{37.0}}{{{\mathbf{37}}{\mathbf{.0}}}}$	н. д.	$\frac{{29.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 39.8}}{{{\mathbf{34}}{\mathbf{.4}}\,\,(2)}}$	$\frac{{39.2}}{{{\mathbf{39}}{\mathbf{.2}}}}$	н. д.
A, %	$\frac{{59.3}}{{{\mathbf{59}}{\mathbf{.3}}}}$	н. д.	$\frac{{59.1{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 61.6}}{{{\mathbf{60}}{\mathbf{.3}}\,\,(2)}}$	$\frac{{50.6}}{{{\mathbf{50}}{\mathbf{.6}}}}$	н. д.
Ps, %	$\frac{{3.7}}{{{\mathbf{3}}{\mathbf{.7}}}}$	н. д.	$\frac{{2.1{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 9.4}}{{{\mathbf{5}}{\mathbf{.6}}\,\,(2)}}$	$\frac{{10.2}}{{{\mathbf{10}}{\mathbf{.2}}}}$	н. д.
Wo, %	$\frac{{34.0}}{{{\mathbf{34}}{\mathbf{.0}}}}$	н. д.	$\frac{{31.0}}{{{\mathbf{31}}{\mathbf{.0}}}}$	$\frac{{21.8}}{{{\mathbf{21}}{\mathbf{.8}}}}$	н. д.
Dо, г/см3	$\frac{{1.87}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.87}}}}$	н. д.	$\frac{{1.90}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.90}}}}$	$\frac{{2.02}}{{{\mathbf{2}}{\mathbf{.02}}}}$	н. д.
D сух., г/см3	$\frac{{1.30}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.30}}}}$	н. д.	$\frac{{1.30}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.30}}}}$	$\frac{{1.54}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.54}}}}$	н. д.
Ко, %	$\frac{{23.0}}{{{\mathbf{23}}{\mathbf{.0}}}}$	н. д.	$\frac{{26.0}}{{{\mathbf{26}}{\mathbf{.0}}}}$	$\frac{{27.2}}{{{\mathbf{27}}{\mathbf{.2}}}}$	н. д.
Сорг, %	$\frac{{1.34}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.34}}}}$	н. д.	$\frac{{1.02{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.32}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.15}}\,\,(2)}}$	$\frac{{0.92}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.92}}}}$	н. д.
Скарб, %	$\frac{{0.05}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.05}}}}$	н. д.	$\frac{{0.12{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.16}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.14}}\,\,(2)}}$	$\frac{{0.05}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.05}}}}$	н. д.
СН4, см3/кг	$\frac{{0.0065}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.0065}}}}$	н. д.	$\frac{{0.0362{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0560}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.0461}}\,\,(2)}}$	$\frac{{0.2260}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.2260}}}}$	н. д.
∑С2‒С5, см3/кг	$\frac{{0.00025}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.00025}}}}$	н. д.	$\frac{{0.00494{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0088}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.00687}}\,\,(2)}}$	$\frac{{0.03090}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.03090}}}}$	н. д.
СО2, см3/кг	$\frac{{3.95}}{{{\mathbf{3}}{\mathbf{.95}}}}$	н. д.	$\frac{{7.24{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 8.60}}{{{\mathbf{7}}{\mathbf{.92}}\,\,(2)}}$	$\frac{{8.63}}{{{\mathbf{8}}{\mathbf{.63}}}}$	н. д.
Барановское и Медвежинское поднятия
Pl, %	$\frac{{19.4{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 45.8}}{{{\mathbf{35}}{\mathbf{.0}}\,\,(7)}}$	$\frac{{37.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 49.0}}{{{\mathbf{41}}{\mathbf{.2}}\,\,(4)}}$	$\frac{{39.1{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 50.0}}{{{\mathbf{44}}{\mathbf{.5}}\,\,(2)}}$	н. д.	н. д.
A, %	$\frac{{33.7{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 63.9}}{{{\mathbf{55}}{\mathbf{.1}}\,\,(7)}}$	$\frac{{50.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 62.2}}{{{\mathbf{57}}{\mathbf{.3}}\,\,(4)}}$	$\frac{{50.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 51.6}}{{{\mathbf{50}}{\mathbf{.7}}\,\,(2)}}$	н. д.	н. д.
Ps, %	$\frac{{0.04{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 33.5}}{{{\mathbf{9}}{\mathbf{.9}}\,\,(7)}}$	$\frac{{0.8{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 3.0}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.5}}\,\,(4)}}$	$\frac{{0.21{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 9.4}}{{{\mathbf{4}}{\mathbf{.8}}\,\,(2)}}$	н. д.	н. д.
Wo, %	$\frac{{21.6{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 43.2}}{{{\mathbf{28}}{\mathbf{.0}}\,\,(7)}}$	$\frac{{25.4{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 28.7}}{{{\mathbf{27}}{\mathbf{.0}}\,\,(4)}}$	$\frac{{20.1{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 26.4}}{{{\mathbf{23}}{\mathbf{.2}}\,\,(5)}}$	н. д.	н. д.
Dо, г/см3	$\frac{{1.58{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 2.12}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.90}}\,\,(7)}}$	$\frac{{1.69{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.86}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.80}}\,\,(4)}}$	$\frac{{1.81{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.92}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.86}}\,\,(2)}}$	н. д.	н. д.
D сух., г/см3	$\frac{{0.91{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.67}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.40}}\,\,(7)}}$	$\frac{{1.18{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.36}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.29}}\,\,(4)}}$	$\frac{{1.29{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.42}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.36}}\,\,(2)}}$	н. д.	н. д.
Ко, %	$\frac{{17.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 24.6}}{{{\mathbf{22}}{\mathbf{.4}}\,\,(7)}}$	$\frac{{22.3{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 26.5}}{{{\mathbf{24}}{\mathbf{.8}}\,\,(4)}}$	$\frac{{25.6{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 29.9}}{{{\mathbf{27}}{\mathbf{.8}}\,\,(2)}}$	н. д.	н. д.
Сорг, %	$\frac{{1.28{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.90}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.53}}\,\,(7)}}$	$\frac{{0.73{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.49}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.29}}\,\,(6)}}$	$\frac{{0.91{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.45}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.28}}\,\,(2)}}$	н. д.	н. д.
Скарб, %	$\frac{{0.03{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.16}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.07}}\,\,(7)}}$	$\frac{{0.03{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.08}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.06}}\,\,(6)}}$	$\frac{{0.03{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.09}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.05}}\,\,(5)}}$	н. д.	н. д.
СН4, см3/кг	$\frac{{0.0036{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0301}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.0134}}\,\,(7)}}$	$\frac{{0.0034{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.1380}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.0473}}\,\,(6)}}$	$\frac{{0.0216{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.576}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.2807}}\,\,(5)}}$	н. д.	н. д.
∑С2‒С5, см3/кг	$\frac{{0.00003{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0047}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.00097}}\,\,(7)}}$	$\frac{{0.00009{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0018}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.00098}}\,\,(6)}}$	$\frac{{0.0001{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.00043}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.00025}}\,\,(5)}}$	н. д.	н. д.
СО2, см3/кг	$\frac{{1.43{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 12.44}}{{{\mathbf{4}}{\mathbf{.89}}\,\,(7)}}$	$\frac{{2.09{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 14.72}}{{{\mathbf{6}}{\mathbf{.04}}\,\,(6)}}$	$\frac{{5.28{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 23.80}}{{{\mathbf{14}}{\mathbf{.95}}\,\,(5)}}$	н. д.	н. д.
Благовещенская структурная терраса
Pl, %	$\frac{{37.6{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 52.2}}{{{\mathbf{42}}{\mathbf{.7}}\,\,(3)}}$	$\frac{{37.2{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 49.5}}{{{\mathbf{43}}{\mathbf{.4}}\,\,(2)}}$	$\frac{{44.8{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 49.6}}{{{\mathbf{47}}{\mathbf{.1}}\,\,(3)}}$	$\frac{{37.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 52.7}}{{{\mathbf{43}}{\mathbf{.0}}\,\,(3)}}$	н. д.
A, %	$\frac{{40.6{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 62.3}}{{{\mathbf{54}}{\mathbf{.9}}\,\,(3)}}$	$\frac{{50.5{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 62.7}}{{{\mathbf{56}}{\mathbf{.6}}\,\,(2)}}$	$\frac{{50.4{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 55.2}}{{{\mathbf{52}}{\mathbf{.3}}\,\,(3)}}$	$\frac{{50.4{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 55.2}}{{{\mathbf{52}}{\mathbf{.3}}\,\,(3)}}$	н. д.
Ps, %	$\frac{{0.01{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 7.2}}{{{\mathbf{2}}{\mathbf{.4}}\,\,(3)}}$	$\frac{{0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.04}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.02}}\,\,(2)}}$	$\frac{{0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.64}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.6}}\,\,(3)}}$	$\frac{{0.3{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 10.2}}{{{\mathbf{4}}{\mathbf{.7}}\,\,(3)}}$	н. д.
Wo, %	$\frac{{32.1{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 38.0}}{{{\mathbf{35}}{\mathbf{.3}}\,\,(3)}}$	$\frac{{30.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 37.0}}{{{\mathbf{33}}{\mathbf{.5}}\,\,(2)}}$	$\frac{{27.4{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 33.0}}{{{\mathbf{30}}{\mathbf{.1}}\,\,(3)}}$	$\frac{{18.2{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 27.2}}{{{\mathbf{22}}{\mathbf{.4}}\,\,(3)}}$	н. д.
Dо, г/см3	$\frac{{1.60{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 2.00}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.76}}\,\,(3)}}$	$\frac{{1.66{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.80}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.73}}\,\,(2)}}$	$\frac{{1.70{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.79}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.74}}\,\,(3)}}$	$\frac{{1.96{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 2.02}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.98}}\,\,(3)}}$	н. д.
D сух., г/см3	$\frac{{1.00{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.40}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.17}}\,\,(3)}}$	$\frac{{1.04{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.24}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.14}}\,\,(2)}}$	$\frac{{1.15{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.23}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.18}}\,\,(3)}}$	$\frac{{1.46{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.54}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.50}}\,\,(3)}}$	н. д.
Ко, %	$\frac{{22.0{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 24.2}}{{{\mathbf{23}}{\mathbf{.3}}\,\,(4)}}$	$\frac{{23.8{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 26.2}}{{{\mathbf{24}}{\mathbf{.9}}\,\,(2)}}$	$\frac{{25.6{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 26.0}}{{{\mathbf{25}}{\mathbf{.8}}\,\,(3)}}$	$\frac{{25.2{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 27.8}}{{{\mathbf{26}}{\mathbf{.4}}\,\,(3)}}$	н. д.
Сорг, %	$\frac{{1.34{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 2.02}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.61}}\,\,(9)}}$	$\frac{{1.40{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.42}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.41}}\,\,(2)}}$	$\frac{{0.74{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 1.32}}{{{\mathbf{1}}{\mathbf{.06}}\,\,(5)}}$	$\frac{{0.64{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.92}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.82}}\,\,(3)}}$	н. д.
Скарб, %	$\frac{{0.03{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.11}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.06}}\,\,(9)}}$	$\frac{{0.03{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.04}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.04}}\,\,(2)}}$	$\frac{{0.01{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.11}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.04}}\,\,(5)}}$	$\frac{{0.01{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.05}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.03}}\,\,(3)}}$	н. д.
СН4, см3/кг	$\frac{{0.0012{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0080}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.0038}}\,\,(9)}}$	$\frac{{0.0061{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.091}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.0076}}\,\,(2)}}$	$\frac{{0.0071{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.5378}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.1256}}\,\,(5)}}$	$\frac{{0.0499{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.3486}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.2082}}\,\,(3)}}$	н. д.
∑С2‒С5, см3/кг	$\frac{{0.00003{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0004}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.00029}}\,\,(9)}}$	$\frac{{0.0003{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0004}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.00034}}\,\,(2)}}$	$\frac{{0.0003{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.00142}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.00187}}\,\,(5)}}$	$\frac{{0.0080{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 0.0309}}{{{\mathbf{0}}{\mathbf{.02161}}\,\,(3)}}$	н. д.
СО2, см3/кг	$\frac{{0.14{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 13.04}}{{{\mathbf{3}}{\mathbf{.61}}\,\,(9)}}$	$\frac{{0.74{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 3.93}}{{{\mathbf{2}}{\mathbf{.33}}\,\,(2)}}$	$\frac{{1.14{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 10.07}}{{{\mathbf{4}}{\mathbf{.87}}\,\,(5)}}$	$\frac{{2.82{\kern 1pt} - {\kern 1pt} 22.72}}{{{\mathbf{11}}{\mathbf{.39}}\,\,(3)}}$	н. д.

Примечание. * – Pl, A, Ps – пелит, алеврит, псаммит, Wo и Dо – влажность и плотность осадка в естественных условиях, Dс – плотность осадка в сухом состоянии, Ко – открытая пористость; ** – минимум–максимум/среднее (*** ‒ число случаев определения всех показателей); н. д. – нет данных. ${\mathbf{Красным}}\,\,{\mathbf{цветом}}$ выделены аномальные концентрации углекислого газа, метана и суммы его гомологов.

Минимальным содержанием алевритовой фракции 33–36% характеризуются донные осадки северо-восточного крыла Новосибирского бассейна и южной части Медвежинского поднятия, максимальными – 62–65% – северной части Приморского бассейна, южной – Барановского поднятия и центральной – Новосибирского бассейна; промежуточными значениями – остальная площадь района исследований. Максимальное содержание пелитовой фракции (более 55%) установлено в донных отложениях северной части Новосибирского бассейна (станции LV77-22, LV77-23, LV77-33; LV90-3, LV90-4) в пределах нижнего горизонта опробования осадков (рис. 2), минимальное содержание менее 30% – в верхнем и среднем горизонтах Медвежинского поднятия (станции 33, 34) и Приморского бассейна (станция 42), промежуточные показатели – на остальной площади района исследований (см. табл. 2).

Рис. 2.

Схематический литологический разрез донных отложений южной (станция LV90-2) и северной (станции LV90-3, LV90-4) частей Новосибирского бассейна (см. рис. 1) с графиками изменчивости значений естественной влажности и плотности, содержания пелитовой фракции и органической насыщенности (С_орг) осадков с увеличением глубины моря и их опробования.

Газогеохимические исследования

В составе УВГ осадков района исследований установлены: метан с содержанием 0.0004–2.3540%, этан и этилен (суммарно) – 0.000001–0.0120%, пропан и пропилен – 0–0.0030, n-бутан и i-бутан – 0–0.0010, n-пентан и i-пентан – 0–0.00014%. Суммарное содержание гомологов метана изменяется от 0.000002 до 0.0170%, углекислого газа – от 0.2 до 11.7%.

Для определения генезиса УВГ использовался комплекс количественных геохимических показателей: молекулярной массы УВ-фракции (М_УВ), весовых концентраций индивидуальных УВГ, нормированных по отношению к М_УВ УВ-фракции [Велев, 1981] и их отношений – коэффициентов преобразованности УВ-фракции (Кпр) [Нестеров, 1969], “влажности” (Квл) [Abrams, 2005] и “сухости” (Ксух) [Высоцкий, 1979]. Коэффициенты Кпр, Квл и Ксух представлены отношениями: (С₂ × С₄)/С₃, ΣС₂–С₅/ΣС₁–С₅ × 100% и С₁/ΣС₂–С₅, где С₁–С₅ – весовые концентрации индивидуальных углеводородов в долях на 1000 (грамм на килограмм газа УВ-фракции). Дополнительным газогенетическим критерием являлись показатели изотопного состава углерода δ¹³С‒СН₄, С₂Н₆ и СО₂ [Гресов и др., 2016, 2017, 2020; Гресов, Яцук, 2020, 2021].

Установлено, что все изученные ранее литотипы и газоматеринские источники континентального и островного обрамления ВСМ, а также Чаунской, Чаун-Чукотской угленосных площадей и Ленского угленефтегазоносного бассейна характеризуются индивидуальными геохимическими показателями [Гресов, 2011, 2012; Гресов, Яцук, 2021].

Интерпретация установленных значений газогеохимических показателей донных осадков района исследований с учетом данных в вышеуказанных работах позволила выделить одиннадцать генетических групп УВГ различных газоматеринских источников (табл. 3).

Таблица 3.  

Средние значения геохимических показателей УВГ и СО₂ донных отложений района исследований

Генетическая группа, газоматеринский источник (донные станции)	МУВ, г/моль	Геохимические коэффициенты			δ13С, ‰
		Кпр	Квл, %	Ксух	СН4	СО2
1. Современные осадки (32, 33, 34, 35, 44)	16.06	0.4	0.4	835	–79.6	–51.6
2. Газогидраты? (LV77-36, 42, LV90-2)	16.10	2.3	0.5	195	–61.8	–28.7
3. Угленосные формации (28, 31, 37, 44, 49, 51, LV77-19, LV83-3, LV90-26)	16.26	8.1	2.6	41	–58.9	–24.4
4. Газовые скопления и залежи (29, 36, LV77-18, LV90-2)	16.32	27.6	3.2	45	–62.4	–26.6
а. кайнозойского возраста (29, 36)	16.15	2.1	2.1	82	–65.2	–27.6
б. мезозойского возраста (LV77-18, LV90-2)	16.41	40.3	3.8	26	–59.7	–25.7
5. Магматические образования? (LV83-2, 39)	16.74	15.6	8.2	24	н.о.	н.о.
6. Твердые битумы (42, 50, LV77-23, LV83-35, 36, 38)	17.59	49.1	15.4	5.6	–50.7	–21.2
7. Газоконденсатные скопления и залежи* (45, LV77-21, 22. LV90-4, 27)	17.14	39.0	11.9	8.5	–54.9	–22.3
8. Конденсатные скопления и залежи* (30, 39, LV90-3)	18.50	72.3	23.2	3.4	н. о	н. о
9. Нефтегазовые скопления и залежи* (38, 43, LV77-20, 34, 40, 41, 43, LV83-37)	19.27	104.5	28.3	2.5	–43.2	–20.2
10. Газонефтяные скопления и залежи* (40, 41, LV77-35)	20.60	193.8	37.1	1.7	–39.8	–19.9
11. Нефтяные скопления и залежи* (LV77-33)	22.61	235.7	50.8	1.0	–40.2	–19.6

Примечание. * – предполагаемые скопления и залежи, н. о.– не определялся.

Анализ полученных данных подтверждает биохимическую природу УВГ первой группы – современных осадков, и ее доминирование в газах второй группы – газогидратов, формирование которых, по-видимому, связано с подстилающими их газовыми залежами. Установлено, что в миграционных УВГ кайнозойских газовых залежей доминирует биохемогенная составляющая, в мезозойских – метаморфогенная. Данная особенность характерна и для УВГ кайнозойских и мезозойских угленосных формаций. Миграционные газы твердых битумов, УВГ газоконденсатного, газонефтяного и нефтяного ряда относятся к метаморфогенным, магматических образований – к магматогенным.

Доминирование миграционных (эпигенетических) метаморфогенных газов в донных отложениях основной площади района исследований подтверждается ростом концентраций СО₂ и УВГ с увеличением глубины опробования осадков (см. табл. 2) и данными изотопного состава углерода СН₄ и СО₂ (см. табл. 3). Установленные средние значения δ¹³С‒С₂Н₆ газогидратных залежей(?) ‒ –28.7‰, угленосных формаций и твердых битумов – (–27.7 и –25.1‰), а также предполагаемых нефтегазовых и нефтяных залежей – (–21.8 и –19.6‰), дополнительно подтверждают вышеуказанные выводы.

Газонасыщенность донных отложений по метану и его гомологам изменяется в пределах 0.0012–5.9340 и 0.00003–0.0312 см³/кг с максимумом их распределения в осадках нижнего горизонта опробования бассейнов, поднятий, террасы, и минимумом – верхнего. Аналогичное положение установлено и для СО₂ (см. табл. 2).

Обработка всего массива полученных данных позволила отнести к категории аномалий углекислого газа, метана и его гомологов значения их концентраций в донных осадках более 3.0, 0.05 и 0.001 см³/кг [Яшин, Ким, 2007; Гресов и др., 2017, 2020].

Формирование наиболее крупных площадных аномальных газогеохимических полей метана в пелитовых и алевритопелитовых осадках района исследований связано с процессами его интенсивной миграции из подстилающих газонасыщенных отложений на юго-западном (до 5.93 см³/кг, станция LV-42) и юго-восточном (до 2.10 см³/кг, LV-19) крыльях Новосибирского бассейна (рис. 3а) в зонах распределения газогидратных(?) газовых залежей и угленосных формаций (см. табл. 3, табл. 4), осложненных системами позднемеловой тектонической нарушенности, сопровождающейся в ряде случаев образованием газовых “факелов” [Thornton et al., 2020] в пределах Главного структурного шва (Новосибирского разлома).

Рис. 3.

Распределение аномальных газогеохимических полей метана (а) и его гомологов (б) в донных осадках района исследований. Условные обозначения см. рис. 1.

Таблица 4.  

Средние литолого-газогеохимические показатели на участках развития УВГ различных газоматеринских источников и аномальных газогеохимических полей

Газоматеринский источник	Концентрация газов, см3/кг		Wo, %	Гранулометрический состав, %			Do, г/см3	Сoрг, %
	СН4	∑С2‒С5		Pl	A	Ps
Современные осадки*	${\mathbf{0}}{\mathbf{.1458}}$	0.0001	30.6	26.6	47.1	24.8	1.99	1.62
Газогидраты?	${\mathbf{2}}{\mathbf{.9861}}$	${\mathbf{0}}{\mathbf{.0064}}$	35.8	52.4	47.4	0.2	1.76	1.12
Угленосные формации	${\mathbf{0}}{\mathbf{.4357}}$	${\mathbf{0}}{\mathbf{.0061}}$	25.6	40.6	57.8	0.6	1.84	1.19
Газовые скопления и залежи	${\mathbf{0}}{\mathbf{.1542}}$	0.0004	26.5	42.5	55.9	1.6	1.83	1.40
Магматические образования	0.0068	0.0003	33.0	44.8	55.2	0	1.74	1.37
Твердые битумы	0.0119	${\mathbf{0}}{\mathbf{.0012}}$	31.6	50.4	49.6	0.03	1.76	1.08
Конденсатно-газовые скопления и залежи	${\mathbf{0}}{\mathbf{.0744}}$	${\mathbf{0}}{\mathbf{.0052}}$	32.0	52.3	46.7	1.0	1.83	0.92
Конденсатные скопления и залежи	0.0065	0.0009	32.5	43.4	56.0	0.6	1.75	1.03
Нефтегазовые скопления и залежи	${\mathbf{0}}{\mathbf{.0592}}$	${\mathbf{0}}{\mathbf{.0085}}$	27.4	41.0	56.5	2.5	1.83	0.91
Газонефтяные скопления и залежи	0.0073	${\mathbf{0}}{\mathbf{.0016}}$	29.2	45.4	53.6	0.8	1.80	0.88
Нефтяные скопления и залежи	0.0080	${\mathbf{0}}{\mathbf{.0036}}$	27.6	58.5	41.5	0.01	1.90	0.92

Примечание. * – номера донных станций и условные обозначения см. табл. 2, 3.

Образование аномалий СН₄ в алевритопелитовых и алеврит-пелит-псаммитовых осадках Приморского бассейна (до 0.23 см³/кг, LV-40) и южной части Благовещенской террасы (до 0.35 см³/кг, станция 49) связаны с процессами его миграции из угленосных формаций и предполагаемых газоконденсатных и нефтегазовых залежей (см. табл. 3, 4) в пределах зоны Анюйского разлома.

Формирование аномальных концентраций метана до 0.58 см³/кг (станция 35) в алеврит-пелит-псаммитовых осадках южной части Медвежинского поднятия связано с процессами современного седиментогенеза и преобразования ОВ (δ¹³С‒СН₄ = –82.7…–79.6) в палеорусле р. Колымы, в алевритопелитовых осадках северной части поднятия (до 0.14 см³/кг, станция 37) – с процессами его миграции из кайнозойских угленосных формаций и газовых залежей.

Важно отметить, что большинство аномалий метана в донных отложениях Новосибирского, Приморского бассейнов и Благовещенской террасы установлены в пределах палеодолин рек Индигирки (станции LV-36, LV-40, LV-42), Хромы (станция 45), Колымы и ее притока (станции 29, 35, 36, 38), где установлена высокая мощность четвертичных отложений. Не менее важен факт отсутствия аномалий СН₄ на исследованной площади развития каледонской складчатости в северной части района работ (см. рис. 3а).

В результате исследований выделено четыре основных аномальных газогеохимических поля гомологов метана в осадках района работ (см. рис. 3б). Формирование первого поля с суммарными концентрациями гомологов метана до 0.0312 см³/кг (станция LV-19) установлено в алевритопелитовых осадках юго-восточного крыла Новосибирского бассейна в пределах развития газоносных мезозойских каменноугольных формаций, второго – до 0.0309 см³/кг (LV-40) – Приморского бассейна и Благовещенской террасы (до 0.0259 см³/кг, станция 45) на площадях распространения предполагаемых нефтегазовых залежей, а также залежей и скоплений твердых битумов и газоконденсата (см. табл. 3, 4) в зоне Анюйского разлома и палеодолин рек Индигирки и Алазеи.

Образование третьего аномального поля связано с процессами интенсивной миграции УВГ из подстилающих газонасыщенных отложений в алевритопелитовые и пелитовые донные осадки юго-западного и северного крыла Новосибирского бассейна (до 0.0134 см³/кг, станция LV-42 и до 0.004 см³/кг, LV-33) в зонах развития предполагаемых угленосных формаций, газогидратных, газовых, нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных залежей в пределах распространения систем позднемеловой тектонической нарушенности, сопровождающейся в ряде случаев образованием газовых “факелов” (см. рис. 3б).

Формирование четвертого поля аномальных суммарных концентраций гомологов метана в пелитовых осадках на северо-восточном крыле Новосибирского бассейна до 0.002 см³/кг (станции LV-21, LV-22, LV-23) обусловлено процессами их природной диффузии и миграции в зоне Главного структурного шва (Новосибирского разлома) из предполагаемых залежей твердых битумов и газоконденсата.

В процессе исследований установлены три аномальных локальных зоны УВГ в пределах Котельнического поднятия (до 0.0065 см³/кг, станция 51), Барановского поднятия (до 0.0016, станция 30) и Медвежинского поднятия (до 0.0047 см³/кг, представленные в основном этаном и этиленом, станция 32) на площадях распространения угольных залежей, а также в обогащенных ОВ современных осадках в зонах тектонической нарушенности (см. рис. 3б).

Следует отметить, что аномальные суммарные концентрации гомологов СН₄ в осадках наблюдаются в пределах среднего и нижнего горизонта их опробования (см. табл. 2), и в зонах максимальной мощности четвертичных отложений палеодолин рек района исследований.

Установленные средние значения концентраций СО₂ более 3 см³/кг в донных отложениях осадочных бассейнов, поднятий и террасы (см. табл. 2) указывают на аномальный характер его распределения на основной площади района исследований.

Исходя из вышеизложенного, основными геологическими факторами формирования аномалий углекислого газа, метана и его гомологов в донных отложениях западной части ВСМ являются: газонасыщенность подстилающих отложений и разновидность газоматеринского источника, разрывная и пликативная тектоника, геоструктурное положение и мощность четвертичных отложений, органическая насыщенность осадков и подстилающих отложений, угленефтегазоносность и возраст складчатого основания.

ОБСУЖДЕНИЕ

Акватория района исследований является частью мелководного Восточно-Сибирского моря, расположенного в области полярного седиментогенеза, главными особенностями которого являются преобладание физического выветривания в областях питания и стабилизации осадочного материала, весьма замедленный темп химических процессов в водной среде и терригенный генезис донных осадков [Государственная …, 2006б].

В процессе исследований установлено, что значительная часть терригенных частиц первоначально оседает в заливах или вблизи берегов, где по мере возрастания глубин моря формируются осадки алеврит-псаммит-пелитового и алеврит-пелит-псаммитового состава. Дальнейшее увеличение глубин моря и наличие ледового покрова уменьшает волновое воздействие на дно, и создаются благоприятные условия для оседания тонкозернистого материала и формирования осадков пелит-алевритого и пелитового состава, иногда с примесью песков (А – 36–65%, Pl – 37–64 и Ps – 0–7%) [Геология …, 2003, 2004]. Наличие песчанистых осадков с содержанием 9–10% в интервале опробования 1.5–2.5 м (см. табл. 2), по-видимому, связано с процессами трансгрессии моря в период формирования донных отложений этого интервала. На побережье ВСМ фиксируются средне–позднеплейстоценовая и голоценовая трансгрессии моря и разделяющие их регрессии [Дегтяренко и др., 1982]. В регрессивные этапы, когда береговая линия располагалась ближе к бровке шельфа, возрастал объем осадочного материала, вовлеченного в мутьевые потоки, увеличивалась и их эродирующая способность. Важно отметить, что при существующем объеме геологических данных не удается уверенно выявить соотношение денудационных и аккумулятивных составляющих гравитационных процессов. В ходе их развития это соотношение менялось в зависимости от исторического положения береговой линии. Процессы устойчивой аккумуляции в условиях стабильной слабой гидродинамики локализуются в центральной и северной части Новосибирского бассейна, в том числе в наиболее глубоких участках днища палеодолины Пра-Индигирки. Скорости накопления осадков в этой части бассейна значительно увеличиваются. Исходя из данных [Astakhov et al., 2019], скорости накопления голоценовых осадков по разрезу изменяются от 12 см/1000 лет в верхней его части до 42 см/1000 лет – в нижней. В северо-восточной части бассейна по данным [Stein et al., 2017] аналогичные показатели изменяются от 12 до 20 см/ 1000 лет. Скорость накопления плейстоценовых осадков северной части Новосибирского бассейна [Гусев и др., 2013] не превышает 3 см/1000 лет и возрастает в направлении бровки шельфа от 16 до 20 см/1000 лет [O’Regan et al., 2017].

По данным [Гусев и др., 2021] и датировок возраста осадков в западной части ВСМ, выделяется верхняя сейсмостратиграфическая толща ССТ-I, которая соотносится с голоценом и четвертой ступенью позднего неоплейстоцена и соответствует морским изотопным стадиям МИС-1 и МИС-2. Ниже выделяется ССТ-II, соответствующая третьей ступени позднего неоплейстоцена и МИС-3. Последняя сейсмотолща ССТ-III относится ко второй ступени позднего неоплейстоцена III₂ и коррелируется с МИС-4.

Установлено, что влажность осадков возрастает с увеличением глубины моря, а возрастание значений С_карб и плотности осадков, как правило, сопровождается уменьшением их влажности. Плотность осадков увеличивается с содержанием псаммитовой фракции и уменьшается с глубиной моря и показателями их открытой пористости. Распределение С_орг и С_карб характеризуется тенденцией уменьшения их содержаний в осадках в мористом направлении, а также с возрастанием глубины их опробования. Данный факт соответствует общей геохимической закономерности распределения углерода в осадках, характерной для акваторий Арктического региона [Данюшевская и др., 1990; Романкевич, Ветров, 2001; Bröder et al., 2019].

Исходя из установленных значений М_УВ, Квл, δ¹³С‒СН₄, С₂Н₆ и СО₂, в изученных голоцен-плейстоценовых отложениях западной части ВСМ доминируют эпигенетические УВГ, поступающие в осадки в процессе природной диффузии и миграции по зонам тектонических нарушений из подстилающих газоматеринских источников. Аналогичное положение наблюдается в донных отложениях центральной и восточной части ВСМ [Шакиров и др., 2013; Гресов, Яцук, 2020, 2021]. При этом, УВГ современных осадков прибрежной части Благовещенской террасы и Медвежинского поднятия характеризуются сингенетическим характером образования [Яшин, Ким, 2007], что подтверждается значениями их газогеохимических показателей (см. табл. 3). Данное положение характерно и для газов подстилающих донные осадки торфяников [Гресов, Яцук, 2020, 2021]. УВГ лигнитов, бурых углей и газогидратов(?), представлены полигенетическим составом [Гресов, Яцук, 2021].

В донных осадках района исследований установлены одиннадцать генетических групп УВГ, представленных биогенными газами современных осадков, метаморфогенными – угленосных формаций, газовых залежей, твердых битумов, предполагаемых газогидратных, конденсатногазовых, газоконденсатных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных залежей, а также магматогенных – магматических образований. Газогеохимические показатели установленных групп достаточно близки или соответствуют их аналогам Анадырского, Ленского, Камчатского, Охотоморского и Сахалинского угленефтегазоносных бассейнов Востока и Северо-Востока России [Алексеев и др., 1981; Гресов, 2011, 2012].

Установлено, что формирование состава и концентраций газов в осадках района исследований подчиняется правилам аддитивности, т.е. последовательного накопления газов различного генезиса с преобладанием газовой фазы и газогеохимических показателей более газонасыщенного газоматеринского источника [Велев, 1981], что повсеместно наблюдается во всех геоструктурах ВСМ и прилегающего сектора Северного Ледовитого океана [Гресов и др., 2020, 2021; Гресов, Яцук, 2020, 2021].

Установленные аномальные газогеохимические поля в осадках западной части ВСМ с концентрациями метана и его гомологов до 5.934 см³/кг и 0.0312 см³/кг, зафиксированы и в его восточной части (до 12.15 и 0.02) [Шакиров и др., 2013; Гресов и др., 2017], а также в море Лаптевых (до 2.29 и 0.169) и Чукотском (до 57.0 см³/кг и 0.02 см³/кг) [Геология …, 2003, 2004; Яшин, Ким, 2007].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Формирование УВ-аномалий в донных осадках района исследований связаны главным образом с высокими значениями открытой пористости, содержаниями С_орг и глубинами опробования, в незначительной мере – с литологическим составом и плотностными показателями. На площадях с высокими содержаниями влажности осадков аномалии УВГ практически отсутствуют.

Основными геологическими факторами формирования углеводородных аномалий в донных отложениях являются: газоносность подстилающих отложений и разновидность газоматеринского источника, разрывная и пликативная тектоника, геоструктурное положение и мощность четвертичных отложений, органическая насыщенность осадков и подстилающих отложений, угленефтегазоносность и возраст складчатого основания.

Результаты настоящих газогеохимических исследований подтверждают, что показатели молекулярной массы и газогенетических коэффициентов являются достаточно характерными индикаторами разнотипных УВГ донных осадков. Применение данных показателей в комплексе с изотопными исследованиями позволяет не только выделять основные газоматеринские источники в теоретическом плане, но и использовать в прикладном отношении – при прямых поисках нефти и газа, и других источников углеводородного сырья.