Так, при проведении исследований в Тунгусском бассейне Сибирской платформы выявлено крохотное, явно разрушенное месторождение Сигово-Подкаменное. Также не подтвердились прогнозы на площадях Нижнетунгусской (небольшая залежь газа, аномально обогащенного СО₂), Бильчанской, Яссенгской, Холмской (газовый выброс нефтегазоводной эмульсии из доломитов венлокского яруса). В то же время для зон разрушения залежей специфичны аномально высокая концентрация метана, его гомологов и аренов как в породах, так и в рассеянных газах надпродуктивных отложений, а также высокая контрастность АГП [5]. Например, для Курейско-Бакланихинского вала в отложениях силура содержание СН₄ достигает 180 см3/кг, С₂+ +высш.– 90 см³/кг, арены газовой фазы пород – 87 усл. ед., для Бахтинского мегавыступа – 35 см³/кг СН₄ и 2 см³/кг С₂+высш., СО₂ в рассеянных газах – 45–95 %, в газах долеритов – 75 %. Все это согласуется с исключительно неблагоприятными геолого-геохимическими условиями сохранности ожидаемых залежей УВ в пределах Курейско-Бакланихинского мегавала и Бахтинского мегавыступа, т. е. с отсутствием здесь низкопроницаемых региональных покрышек достаточной мощности, обилием крупных тектонических нарушении, наиболее высокой в провинции активностью магматических процессов [2].

На площадях с удовлетворительными и хорошими условиями сохранности скоплений УВ благодаря соленосной формации достаточной мощности (Катангская седловина и Байкитская антеклиза) концентрации УВ-газа в породах надпродуктивных отложений небольшие (0,02–0,3 см³/кг), величина контрастности аномальных полей резко снижается (20–50), содержание аренов в газе около 3 усл. ед. [5].

При латеральном смещении миграционных УВ в горизонтах с пологим или моноклинальным залеганием пластов при наличии структуры на глубине диагностика связи АГП со скоплениями УВ затруднена. Наглядный пример: отрицательные результаты бурения при положительных геохимических данных на небольших структурах Серахс и Мелешор в Юго-Восточной Туркмении. В то же время геохимические работы, проведенные в аналогичных условиях, способствовали открытию крупного Даулетабадского газоконденсатного месторождения, что связано со значительными размерами складки и залежей. Для повышения информативности в указанных случаях при интерпретации данных целесообразно использовать комплекс поисковых показателей [4], а не только концентрации СН₄ и С₂Н₆+высш., как это часто делается.

Образование сингенетичных аномальных геохимических полей за счет повышенного содержания ОВ в изучаемых отложениях. Относительно высокое содержание (более 2–5 %) Сорг в породах часто (но не всегда) сопровождается увеличением концентрации битумов и УВ-газов. Здесь возможны разные ситуации: региональное обогащение верхних горизонтов углистым или детритным ОВ и локальное образование битумных полей за счет разрушения нефтяных залежей. В первом случае обычно отмечается повышенное количество в породах сингенетичного метана, что в принципе может быть учтено при проведении геохимических работ (исключение поисковых критериев, связанных прямо или косвенно с СН4). Примером может служить тунгусская угленосная формация Лено-Тунгусской провинции (табл. 1).

При региональном обогащении изучаемых отложений сингенетичными битумоидами и частично УВ-газами (например, верхнебодракские отложения эоцена Мангыщлакского района и некоторых зон Прикаспийской впадины с содержанием би-тумоидов до 0,9 % и более, УВ-газов до 3– 5 см³/кг) газовые поисковые критерии важно использовать совместно с литогеохимическими, изотопными, биогеохимическими и другими показателями. Локальное образование битумных полей за счет полного разрушения нефтяных залежей, но это не обязательно, сопровождается повышенной концентрацией в породах УВ-газов из-за естественной дегазации, особенно верхних горизонтов в течение длительного времени. Так, на поднятии Тюбеджик (Южный Мангышлак), где выявлены разрушенные залежи с тяжелой окисленной нефтью в отложениях альба и неокома лишь в породах, непосредственно перекрывающих залежи (но не выше по разрезу), отмечалось слегка повышенное содержание УВ-газов.

Формирование эпигенетичных аномальных геохимических полей в результате дегазации глубинных газонасыщенных вод. Подобная дегазация может произойти в случае сквозных тектонических нарушений с формированием АГП (газовых и гидрохимических) вокруг последних при отсутствии скоплений УВ на глубине. Например, на площади Южный Тюбкараган (Центральный Мангышлак) в датских и палеогеновых отложениях были выявлены контрастные газовые поля, приуроченные к разрывному нарушению, концентрация УВ-газов (в основном метана) в породах составляет 50 см³/кг и более. В результате сделанного на основе этих материалов положительного прогноза было пробурено несколько глубоких поисковых скважин с отрицательными результатами. Впоследствии оказалось, что на этой площади отсутствуют ловушки для УВ, а аномальное поле образовалось за счет дегазации глубинных вод. На непродуктивном Восточно-Жеманорпинском поднятии в верхних горизонтах также отмечалось проникновение глубинных хлоркальциевых вод с повышенным содержанием УВ-газов.

Влияние траппового магматизма. В зонах его распространения на Сибирской платформе возможны нагрев пород, деструкции ОВ с образованием аномальных полей УВ-газов, не связанных генетически со скоплениями УВ [4]. Например, тунгусская угленосная серия и некоторые другие отложения ряда районов Лено-Тунгусской провинции, где выявлены АГП на непродуктивных площадях (Верхненимдынская, Ногинская и др.). Характерно, что в указанных случаях породы аномально обогащаются не только метаном, но в определенной мере его газообразными гомологами, при этом изотопный состав углерода СН4 исключительно утяжелен. Для получения дополнительной поисковой информации в рассматриваемой геологической ситуации целесообразно сопоставить концентрацию и состав газов, извлеченных из долеритов, с соответствующими данными (табл. 2) по близрасположенной эталонной продуктивной площади [4].

Анализ материала по формированию аномальных геохимических полей на непродуктивных площадях (ложных аномалий) показывает, что в большинстве случаев при их интерпретации и выдаче рекомендаций отмечались существенные недостатки. Так, при оценке продуктивности локальных объектов геохимическими методами, по существу, использовали (за некоторыми исключениями) только два газовых показателя: концентрации метана и суммы его гомологов (С₂–С₅) в породах или в буровой жидкости. Другие геохимические поисковые методы и критерии, в том числе комплекс газогеохимических показателей, не учитывали. Такая потеря информации приводила к крупным просчетам при оценке нефтегазоносности. Например, площадь Восточное Жаманорпа (Бузачинский свод) по содержанию СН₄ и С₂Н₆+высш. в опорном горизонте верхнемеловых отложений была оценена положительно и на ней проводилось глубокое разведочное бурение. В то же время до начала бурения по комплексу газогеохимических критериев с учетом распределения рассеянных ароматических УВ (С₆ – С₉) газовой фазы пород при сопоставлении с эталонным месторождением Каражанбас прогнозировали отсутствие скоплений УВ [4], что и подтвердилось. Площадь Северное Зекры (Западный Узбекистан) по концентрации СН4 и С₂Н₆+высш. в буровой жидкости была признана продуктивной. Однако по данным параллельных исследований приповерхностных УВ-газов подпочв и четвертичных пород c учетом влияния сейсмических процессов нефтегазоносность была оценена отрицательно, что также подтвердилось глубоким поисковым бурением.

1. Барташевич О. В, Нефтегазопоисковая битуминология.– М.: Недра.– 1984.
2. Геология нефти и газа Сибирской платформы / Под ред. А. Э. Конторовича, В. С. Суркова, А. А. Трофимука.– М,: Недра.– 1981.
3. Геохимические методы поисков нефтяных и газовых месторождений / О. В. Барташевич, Л. М. Зорькин, И. С. Старобинец и др.– М.: Недра.– 1980.
4. Старобинец И. С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений.– М.: Недра.– 1,986.
5. Старобинец И. С; Обухова М. В. Оценка условий сохранности углеводородных скоплений по геохимическим критериям // Докл. АН СССР.– Т. 315.– 1990.– № 1.– С. 186–189.

An analysis of the role of the most important factors influencing the formation of anomalous geochemical fields in non-producing areas in presented. They are: (1) presence of destroyed pools, or pools being destroyed, of uncommercial value, (2) lateral shift of hydrocarbon migration flow within the horizons with gentle or mono-clinal dipping, (3) distorting effect of nearby hydrocarbon accumulations, (4) ecologic pollution of near-surface horizons of hydrocarbons, etc. Geological and geochemical criteria for evaluating false anomalies are given as a first approximation.