Записки Горного института, 2017, № 4

Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)

 
н а у ч н ы й  ж у р н а л
ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР
В.С.Литвиненко, д-р техн. наук, профессор, академик Международной академии наук высшей школы, РАЕН, РАГН, МАНЭБ, ректор  
(Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 
 
ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА  
В.Л.Трушко, д-р техн. наук, профессор, академик Международной академии наук высшей школы, РАЕН, РАГН, МАНЭБ,  проректор по научной работе 
(Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)  
РЕДАКЦ ИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ 
В.Г.Афанасьев, д-р ист. наук, профессор (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 
А.А.Барях, д-р техн. наук, профессор, чл.-кор. РАН, директор (Горный институт Уральского отделения РАН, Пермь, Россия) 
В.Н.Бричкин, д-р техн. наук, зав. кафедрой металлургии (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 
Л.А.Вайсберг, д-р техн. наук, профессор, академик РАН, председатель Совета директоров и научный руководитель (НПК «Механобр-техника», Санкт-Петербург, Россия) 
С.Г.Гендлер, д-р техн. наук, профессор, академик РАЕН (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 
М.А.Иванов, д-р геол.-минерал. наук, профессор, зав. кафедрой минералогии, кристаллографии и петрографии (Санкт-Петербургский горный университет,  
Санкт-Петербург, Россия) 
Г.Б.Клейнер, д-р экон. наук, профессор, чл.-кор. РАН, заместитель директора (Центральный экономико-математический институт РАН, Москва, Россия) 
Д.Н.Лигоцкий, канд. техн. наук, доцент (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 
Ю.Б.Марин, д-р геол.-минерал. наук, профессор, чл.-кор. РАН (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 
С.С.Набойченко, д-р техн. наук, профессор, чл.-кор. РАН, заслуженный деятель науки и техники РФ, зав. кафедрой металлургии цветных металлов  
(Уральский федеральный университет, Екатеринбург, Россия) 
М.А.Пашкевич, д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой геоэкологии (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)  
Т.В.Пономаренко, д-р экон. наук, профессор, доцент (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 
А.Г.Протосеня, д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой строительства горных предприятий и подземных сооружений (Санкт-Петербургский горный университет, 
Санкт-Петербург, Россия) 
М.К.Рогачев, д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений (Санкт-Петербургский горный университет, 
Санкт-Петербург, Россия) 
В.Е.Сомов, д-р экон. наук, канд. техн. наук, академик РАЕН, директор (ООО «Кинеф», Кириши, Россия) 
А.Г.Сырков, д-р техн. наук, профессор (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 
Ю.А.Сычев, канд. техн. наук, доцент (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 
А.Е.Череповицын, д-р экон. наук, профессор, зав. кафедрой организации и управления (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 
В.А.Шпенст, д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой электроэнергетики и электромеханики (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 
Олег Анцуткин, профессор (Технологический университет, Лулео, Швеция) 
Хал Гургенчи, профессор (Школа горного машиностроения Квинслендского университета, Брисбен, Австралия) 
Волли Калм, доктор наук, ректор (Тартуский университет, Тарту, Эстония) 
Анджей Краславски, профессор (Лаппеенрантский технологический университет, Лаппеенранта, Финляндия) 
Эдвин Кроке, д-р наук, профессор (Институт неорганической химии Фрайбергской горной академии, Фрайберг, Германия) 
Илпо Мутикайнен, научный сотрудник химического факультета (Хельсинский университет, Хельсинки, Финляндия) 
Павел Власак, профессор, зав. кафедрой механики жидкостей и дисперсных сред (Институт гидродинамики Чешской академии наук, Прага, Чехия) 
Габриэль Вейсс, доктор наук, профессор, проректор по научной и исследовательской деятельности (Технический университет, Кошице, Словакия) 
Журнал индексируется наукометрической базой данных Web of Science Core Collection в указателе научных журналов Emerging Sources Citation Index (ESCI)
 
Журнал включен в базу данных Российского индекса научного цитирования (РИНЦ),  Научной электронной библиотеки http://elibrary.ru 
и в международную реферативную базу данных GeoRef 
 
Журнал включен Высшей аттестационной комиссией РФ в действующий Перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, 
 в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученых степеней доктора и кандидата наук 
Разделы
•Геология    •Горное дело    • Нефтегазовое дело    • Металлургия и обогащение    • Электромеханика и машиностроение 
•Геонаноматериалы    •Геоэкология и безопасность жизнедеятельности    •Геоэкономика и менеджмент  
•Горное образование: традиции и перспективы в XXI веке   • Слово молодому ученому 
САНКТ-ПЕТЕРБУРГ • 2017 
У ч р е д и т е л ь  С а н к т - П е т е р б у р г с к и й  г о р н ы й  у н и в е р с и т е т
Свидетельство о регистрации ПИ № ФС77-64439 от 31.12.2015
Лицензия ИД №06517 от 09.01.02
Редакция:  начальник РИЦ В.Л.Лебедев,  начальник отдела И.Г.Ребещенкова 
Редакторы:  Е.С.Дрибинская,  И.В.Неверова,  Н.И.Сочивко 
Компьютерная верстка:  В.И.Каширина,  Н.Н.Седых,  Л.П.Хлюпина 
 
Издаются
с 1907 года 
ISSN (печатная версия) 2411-3336
ISSN (электронная версия) 2541-9404 
Подписной индекс в каталоге агентства
«Роспечать» 18067 
Адрес учредителя и редакции: 21-я линия, 2, Санкт-Петербург, Россия, 199106 
Тел. +7 (812) 328-8416;        факс +7 (812) 327-7359;  
Е-mail: pmi@spmi.ru              Сайт журнала: pmi.spmi.ru 
 Санкт-Петербургский горный университет, 2017 
Подписано к печати 24.08.2017. Формат 60  84/8. Уч.-изд.л. 28. 
Тираж 300 экз. Заказ 683. С 181. Отпечатано в РИЦ СПГУ. 

 
 
Содержание 
 
 
Записки Горного института. 2017. Т. 226. С. 386 
СОДЕРЖАНИЕ 
 
Геология 
 
Матвеева Т.В., Семёнова А.А., Щур Н.А., Логвина Е.А., Назарова О.В. Перспективы газогидратоносности Чукотского моря...................................................................................................................... 
387 
Шевнин В.А., Квон Д.А., Рыжов А.А. Петрофизический подход к электрическим свойствам 
рыхлых грунтов ............................................................................................................................................... 
397 
 
Горное дело 
 
Господариков А.П., Выходцев Я.Н., Зацепин М.А. Математическое моделирование воздействия сейсмовзрывных волн на горный массив, включающий выработку.................................................... 
405 
Ле Ван Хау. Обоснование параметров подземной разработки наклонных угольных пластов 
бассейна Куангнинь под охраняемыми объектами на поверхности........................................................... 
412 
Очирбат Пунсалмаагийн. Угольная промышленность Монголии: состояние и перспективы 
развития............................................................................................................................................................ 
420 
 
Нефтегазовое дело 
 
Николаев Н.И., Лю Хаоя. Результаты исследования зоны контакта «цементный камень – горная порода» ...................................................................................................................................................... 
428 
 
Металлургия и обогащение 
 
Хоменко Л.П., Воропанова Л.А., Гагиева З.А. Электроэкстракция кобальта из сульфатнохлоридных и сульфатных растворов кобальта и марганца в динамических условиях ............................. 
435 
 
Электромеханика и машиностроение 
 
Максаров В.В., Ольт Ю. Динамическая стабилизация процесса резания на основе локальной 
метастабильности в управляемых робототехнических комплексах на станках с ЧПУ............................ 
446 
Семыкина И.Ю., Скребнева Е.В. Проблемы и пути решения вопросов надежности внешнего 
электроснабжения угольных шахт................................................................................................................. 
452 
Федорова Л.В., Иванова Ю.С., Воронина М.В. Повышение надежности резьбовых соединений 
электромеханической обработкой ................................................................................................................. 
456 
 
Геонаноматериалы 
 
Мустафаев А.С., Страхова А.А. 3D-диагностика функции распределения электронов в плазме....... 
462 
Носов В.В. Контроль прочности неоднородных материалов методом акустической эмиссии....... 
469 
 
Геоэкология и безопасность жизнедеятельности 
 
Пиирайнен В.Ю., Эстрин Ю.З. Топологическое самозаклинивание как принцип инженерного 
дизайна при строительстве морских и прибрежных сооружений............................................................... 
480 
 
Геоэкономика и менеджмент 
 
Пашке Мариан. Правовые аспекты новой энергетической политики Германии ............................ 
487 
Семенов В.П., Михайлов Ю.И. Проблемы и направления развития менеджмента качества в условиях индустриально-сырьевой экономики................................................................................................ 
497 
 
Горное образование: традиции и перспективы в ХХI веке 
 
Катунцов Е.В., Култан Я., Маховиков А.Б. Применение средств электронного обучения при 
подготовке специалистов в области информационных технологий для предприятий минеральносырьевого комплекса.............................................................................................................................................. 
503 
 

 
 
 
 
Записки Горного института. 2017. Т. 226. С. 387-396  ● Геология 
Геология 
 
 
УДК 553.98+548.562(268.56)  
 
ПЕРСПЕКТИВЫ ГАЗОГИДРАТОНОСНОСТИ ЧУКОТСКОГО МОРЯ 
 
Т.В.МАТВЕЕВА1, А.А.СЕМЁНОВА1, Н.А.ЩУР2, Е.А.ЛОГВИНА1, О.В.НАЗАРОВА1 
1 ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский институт геологии и минеральных ресурсов Мирового океана имени 
академика И.С.Грамберга», Санкт-Петербург, Россия 
2 Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, Санкт-Петербург, Россия 
 
Цель данной работы – дать прогноз масштабов и характера распространения зоны стабильности газовых гидратов в Чукотском море исходя из условий, максимально приближенных к природным, и на этой 
основе оценить ресурсный потенциал гидратов в пределах этой зоны. Выделено три типа зоны стабильности газовых гидратов. Построена карта прогноза газогидратоносности Чукотского моря масштаба 
1:5 000 000. В ходе картирования зоны стабильности газовых гидратов удалось дать наиболее обоснованный прогноз, исходя из имеющегося на данный момент материала по термобарическим, геологическим, 
флюидодинамическим и мерзлотно-геотермическим условиям гидратообразования в Чукотском море. Прогноз условий формирования гидратов различного генезиса и состава выполнен впервые для акватории арктических морей России. Потенциальное количество газа, находящегося в недрах Чукотского моря в форме 
гидратов, оценено на основе картирования зоны их стабильности в пределах 7·1011-11,8·1013 м3.  
Ключевые слова: Чукотское море, газовые гидраты, метан, углеводородные газы, зона стабильности 
газовых гидратов, газогидратоносные акватории, ресурсы 
 
Как цитировать эту статью: Матвеева Т.В. Перспективы газогидратоносности Чукотского моря / 
Т.В.Матвеева, А.А.Семёнова, Н.А.Щур, Е.А.Логвина, О.В.Назарова // Записки Горного института. 2017. 
Т. 226. С. 387-396. DOI: 10.25515/PMI.2017.4.387 
 
 
Введение. В последние годы происходит активное изучение газовых гидратов (ГГ) арктических морей [13]. Газовые гидраты – твердые кристаллические соединения, образующиеся из воды и газа в условиях относительно больших значений давления и пониженных значений температуры, в которых молекулы воды с помощью водородной связи образуют кристаллическую решетку, а молекулы газа размещены во внутренних полостях этой решетки, где удерживаются 
силами Ван-дер-Ваальса. В природных условиях ГГ, в большинстве случаев, кристаллизуются в 
кубических структурах I и II, различающихся соотношением и размерами больших и малых полостей водного каркаса. В основном заполняются полости каркаса, максимально соответствующие размерам молекул газа. Гидраты углеводородных (УВ) газов представляют собой твердую 
фазу обычного природного газа (чаще всего это метан или его смесь с этаном и углекислым газом) в связанном с водой твердом физическом состоянии. Образуются ГГ при определенных 
термодинамических, геологических, флюидодинамических условиях. Газ в гидратной фазе находится в весьма концентрированном состоянии, так что из небольшого объема гидрата при его 
разложении выделяется большое количество газа, что и обуславливает интерес к ГГ как потенциальному источнику энергии. Особенностью субаквальных ГГ является их формирование в виде 
отдельных геологических тел (скоплений, залежей), ближайшим аналогом которых могут являться рудные объекты. В остальном скопления гидратов следует рассматривать с позиции нефтегазовой геологии, с учетом специфических термобарических особенностей их формирования. 
В недрах акваторий ГГ могут образовываться в процессах седиментации, диагенеза, при охлаждении существующих залежей «традиционного» газа и газосодержащих подземных вод, при 
восходящей фильтрации газа и газосодержащих вод. Газогидратообразование в субаквальных 
обстановках в большинстве случаев реализуется путем транспорта газа в зону гидратообразования в фильтрационном потоке (фильтрогенные ГГ). На арктических шельфах в пределах бассейнов с достаточно мощным осадочным чехлом прогнозируются криогенные скопления ГГ, приуроченные к реликтовой субаквальной криолитозоне [3].  
Факты прямого обнаружения ГГ в отложениях арктических морей России на сегодняшний день 
не известны. С одной стороны, относительно слабая изученность Северного Ледовитого океана 
(СЛО) ввиду его положения в высоких широтах (отрицательные значения температуры, сезонный и 
постоянный ледовый покров, отсутствие развитой инфраструктуры и пр.) вносит определенные труд

 
 
 
Записки Горного института. 2017. Т. 226. С. 387-396  ● Геология 
ности в изучение ГГ. С другой стороны, именно низкие температуры дна мелководных шельфовых 
морей, а также наличие реликтовой субаквальной криолитозоны предопределяют возможности для 
образования ГГ не только в относительно глубоководных областях, но и в недрах мелководных 
шельфов [4, 5, 12, 14, 16]. На сегодняшний день вопрос о масштабах гидратообразования в пределах 
мелководных шельфовых морей СЛО остается открытым. 
Постановка проблемы. Образование ГГ может происходить только в определенных зонах 
или интервалах осадочного разреза или водной толщи, которые получили название зона стабильности газовых гидратов (ЗСГГ). Прогнозировать наличие гидратов можно только в пределах 
ЗСГГ, выше и ниже этой зоны газ находится в водорастворенном или свободном состояниях. Основными характеристиками ЗСГГ являются ее мощность и площадь распространения. Акватории 
с термобарическими и геологическими условиями, благоприятными для образования (и/или сохранения) гидратов, считаются потенциально газогидратоносными, все остальные классифицируются как негазогидратоносные [5].  
Чукотское море расположено в пределах шельфа с преобладающими глубинами 40-60 м, однако 
встречаются отмели с глубинами до 13 м. Максимальные глубины моря ограничиваются изобатой 
1500 м, но эта глубоководная часть занимает лишь незначительную площадь на севере акватории. Из 
анализа распределения глубин следует, что в периоды похолодания и связанных с ними регрессий, 
достигающих порядка 100 м, дно Чукотского моря подвергалось промерзанию, в результате чего и 
была сформирована зона вечной мерзлоты, находящаяся в настоящее время в субаквальных условиях [7]. Именно с ней, в основном, и связывали существование благоприятных условий 
для образования гидратов метана в Чукотском море. Зона 
стабильных газовых гидратов 
фильтрационного генезиса прогнозировалась только на небольшом участке на севере акватории, в области максимальных 
глубин 
на 
континентальном склоне [8]. Таким образом, перспективы газогидратоносности Чукотского моря к 
моменту настоящего исследования оценивались как незначительные. 
Однако, 
усовершенствование методики картирования ЗСГГ, анализ факторов, контролирующих образование гидратов в недрах, а также исследования УВ-газов в 
придонных отложениях [18] 
позволили предполагать возможность образования ГГ даже 
в условиях мелководья Чукотского моря.  
Цель данной работы – дать 
оценку масштабов и характера 
распространения ЗСГГ в осадочном чехле Чукотского моря, 
исходя из физических и геологических условий, максимально 
приближенных к природным, и 
на этой основе оценить ресурсный потенциал ГГ в пределах 
этой зоны.  
 
Рис.1. Карта фактического материала, использованного при определении ЗГСС. 
Станции грунтового проботбора с составом осадочного газа: 
100 %-ный метан – кружки; метан с примесью гомологов – треугольники 
66 
68 
70 
72 
74 с.ш. 
170 
175 
180 
175 
170
165
160
0-0,5 км 
0,5-2,0 км 
Более 2,0 км 
регулярная сеть 
точек для расчета 
ЗСГГ 
морская граница РФ 
граница акватории 
Чукотского моря 
Мощность осадочного 
чехла из [2]: 
Вост. от Гринвича
Зап. от Гринвича 
+ 
о-в Врангеля
Каньон 
Геральда 
Аляска 
Чукотский
п-в 
Чукотское море 

 
 
 
 
Записки Горного института. 2017. Т. 226. С. 387-396  ● Геология 
Материалы и методы. Район исследования ограничен географическими границами Чукотского моря 
и занимает площадь порядка 600 тыс. км2. Для определения условий стабильности ГГ исследуемая акватория в пределах ее морских границ была покрыта регулярной сетью из 150 точек с разрешением 2 градуса 
по долготе и 0,5 градуса по широте (рис.1). Для каждой точки сети определялись глубина моря по [20], 
среднегодовая придонная температура и соленость по 
[1], учитывался геотермический градиент по [3]. Диапазон расчетных глубин в пределах морских границ 
акватории Чукотского моря составил 0-1500 м. 
Расчет мощности ЗСГГ проводился с помощью 
оригинальной программы VNIIO_GHSZ, позволяющей совместить значения температуры (и/или геотермического градиента) и давления в конкретной 
точке сети с выбранной равновесной кривой газогидратообразования в координатах давление – температура (Р-Т). Равновесные кривые гидратообразования (рис.2) рассчитывались по [17]. Сопоставление осуществлялось для каждого метра поддонной 
глубины. Картирование ЗСГГ и ее дифференциация 
по мощности с шагом 100 м проводились в геоинформационной среде ArcGIS v.10.4 с использованием интерполяционного геостатического метода степени обратного расстояния (Inverse Distance to a 
Power – IDW), выбранного в качестве метода построения сеточной функции.  
Кроме точек сети, на карту фактического материала (см. рис.1) нанесено положение 143 грунтовых станций отбора осадков с поддонных глубин преимущественно до 1 м, из которых анализировался компонентный состав УВ-газов. Это позволило значительно расширить регулярную сеть. 
Имеющиеся в распоряжении авторов данной работы результаты измерений компонентного состава 
УВ-газов, полученные в ходе экспедиционных исследований НИИГА-ВНИИОкеангеология в 19761988 годах и экспедиций в рамках российско-американской программы RUSALCA в 2004, 2009 и 
2012 гг. [15, 18], использовались для расчета равновесных кривых гидратообразования и прогнозирования состава потенциального газа-гидратообразователя.  
Результаты и обсуждение. Оценка условий газогидратоносности по термобарическим 
критериям включает картирование площадного распространения ЗСГГ и оценку ее мощности, а рассмотрение геологических критериев позволяет судить о возможности генерации и 
транспорта потенциального газа-гидратообразователя и дать прогноз образования гидратов 
различного состава.  
Одним из важнейших формальных геологических критериев, определяющих возможность 
образования ГГ в недрах, является мощность осадочного чехла. Газогидратоносные акватории 
(по аналогии с нефтегазоносными бассейнами) всегда приурочены к достаточно мощным толщам 
осадков, поскольку условием газонакопления в отложениях является значительное содержание 
органического вещества (ОВ) при высокой степени седиментации, что, в свою очередь, обеспечивает и генерацию биохимического метана, и предохранение его от рассеивания, а большая 
мощность осадочных толщ обуславливает возможность образования катагенетического газа. Исходя из этого, к негидратоносным (хотя и находящимся в границах ЗСГГ) относят те акватории, 
где нет достаточного для образования гидратов количества газа, т.е. отсутствуют условия для его 
генерации и сохранения [5]. Ранее в работах [3, 9] на основании данных глубоководного бурения 
было обосновано минимальное значение мощности осадочных отложений 500 м, при котором 
осадочная толща с высокой степенью вероятности находится выше подошвы сульфатредукции и 
накопления биохимического метана в ней не происходит, а максимально возможное количество 
 
1
2
3
4
0
5
10 
15 
20 
25
30
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Поддонная глубина, м 
Температура, С 
Рис.2. Примеры рассчитанных равновесных 
кривых для систем 
1 – «гидрат – вода + метан (100 %) + раствор NaCl (3,5 %)»; 
2 – «гидрат – вода + метан (95,997 %), этан (1,879 %) пропан
(2,115 %), бутан (0,009 %) + раствор NaCl (3,5 %)»; 3 – «гидрат – вода + метан (60,6 %), этан (9,1 %), пропан (30,3 %)
(по данным станции 25, НИС «Максимов 1981 г.») + соленость 
(‰)»; 4 – температурный профиль при градиенте 3 С/100 м

 
 
 
Записки Горного института. 2017. Т. 226. С. 387-396  ● Геология 
ювенильного метана намного ниже предела его растворимости в поровой воде, необходимого 
для формирования ГГ. Оптимальной мощностью отложений, обеспечивающей генерацию как 
биохимического, так и катагенетического газа, принято считать 2 км.  
По геологическим условиям район работ расположен в пределах Лаптевской и ВосточноСибирско-Чукотской окраинно-материковых плит, включающих Южно-Чукотский, преимущественно мел-кайнозойский, и Северо-Чукотский, в основном палеозой-мезозойский, бассейны, разделенные зоной поднятий Геральда – Врангеля. Южно-Чукотский бассейн с мощностью осадочных отложений 2-4 км представлен многочисленными кулисообразно расположенными депрессиями, разделенными линейными поднятиями, которые рассматриваются в 
качестве возможных структурных ловушек, связанных с меловыми и палеогеновыми газоматеринскими толщами [6, 19]. Максимальная мощность осадочного чехла в Северо-Чукотском 
бассейне достигает 22 км. На разделяющих бассейны поднятиях чехол маломощный (менее 
1 км) и прерывистый [21].  
Чтобы исключить акватории с низким углеводородным потенциалом, на основании [2] было 
выполнено районирование Чукотского моря по мощности осадочного чехла. В результате были 
закартированы негидратоносные по мощности акватории (ограничены изопахитой 0,5 км), а также наиболее перспективные для газогидратообразования районы с мощностью осадочного чехла 
2 км и более (рис.1). На значительной части акватории Чукотского моря мощности осадочного 
чехла достаточны для существенной газогенерации и, соответственно, для образования ГГ (на 
70 % акватории мощность составляет более 2 км, на 95 % – более 0,5 км). Значительная мощность осадочного чехла и высокие перспективы нефтегазоносности Чукотского моря позволяют 
прогнозировать генерацию катагенетических газов (в том числе гомологов метана) в недрах и, 
следовательно, их миграцию по ослабленным зонам в сторону морского дна.  
ЗСГГ фильтрационного генезиса. Термобарические условия стабильности газовых гидратов 
в недрах акваторий определяются параметрами давления газа-гидратообразователя (Р) и температуры (Т). При этом давление газа подменяется внешним давлением (гидростатическим или 
глубиной воды).  
Гидростатическое давление вычислялось, исходя из глубины моря, по цифровым моделям 
рельефа IBCAO (The International Bathymetric Chart of the Arctic Ocean) [20].  
Для определения параметров ЗСГГ также анализировались временные вариации и рассчитывались среднегодовые значения температуры и солености придонных вод Чукотского моря по 
данным гидрологических наблюдений ФГБУ «ААНИИ» [1]. Карты температуры и солености воды показывают распределение среднемноголетних значений, рассчитанных с использованием 
базы данных термохалинных характеристик (БДТХ) СЛО в ФГБУ «ААНИИ». Для расчета средних значений данные БДТХ, полученные в ходе экспедиций 1900-2014 годов, интерполировались 
в узлы регулярной сети с пространственным разрешением 50×50 км для летнего (август – сентябрь) и зимнего (февраль – май) периодов. Согласно этим данным, температура придонного 
слоя воды Чукотского моря в зимний период варьирует от –1,8 до 0 оС, в летний от –1,4 до 6 оС (в 
прибрежье Аляски).  
С распределением температуры тесно связана минерализация придонного слоя воды, соответствующая в общем случае солености поровых вод придонных отложений и потому при 
расчетах равновесных условий гидратообразования условно принимающаяся равной солености поровых вод морского осадочного разреза. Для расчетов ЗСГГ в соответствующих узлах 
сети использовались усредненные за летний и зимний гидрологические сезоны температура и 
соленость. Диапазон принятых значений придонных температур варьировал от –1,5 до 1,0 оС, 
солености – от 32,5 до 35 ‰. При этом вся северная часть акватории характеризовалась соленостью, близкой к 35 ‰. 
Выше обсуждалось картирование ЗСГГ по площади. Определить объем ЗСГГ несколько 
сложнее. Для этого требуются еще и данные о тепловом режиме недр. Данных о температурном поле осадочного чехла арктических морей относительно мало и распределены они неравномерно. Если в западной части СЛО (шельфы Баренцева и Карского морей) известны 
оценки теплового потока по измерениям температуры в глубоких нефтепоисковых скважинах 
или с помощью погружных термографов, то тепловой режим восточно-арктического шельфа 
практически не изучен. В такой ситуации для прогнозирования распределения теплового по

 
 
 
 
Записки Горного института. 2017. Т. 226. С. 387-396  ● Геология 
тока и геотермического градиента используются длиннобазовые экстраполяции, малоглубинные измерения температуры, а также косвенные данные о тепловом режиме и известные соотношения между тепловым потоком и возрастом геологических структур. Наиболее полно 
картина теплового поля недр СЛО представлена в работе В.А.Соловьева с соавторами [3], где 
указаны вариации теплового потока восточно-арктического шельфа (от 40 мВт/м2 на севере 
до 60 мВт/м2 на юге). Согласно [3], а также учитывая материалы по расчетам геотермического градиента в море Бофорта, приведенные в этой же работе (результаты измерений температуры и оценки геотермического градиента по наблюдениям сейсмического горизонта BSR, 
маркирующего подошву ЗСГГ), и наиболее часто встречающие значения градиента в арктических нефтегазоносных провинциях, в данном исследовании для расчетов мощности ЗСГГ 
было использовано значение геотермического градиента 3 С/100 м.  
На основе анализа указанных материалов выполнена оценка потенциальной газогидратоносности Чукотского моря путем определения параметров ЗСГГ и ее картирования. Первым этапом работ было выяснение условий образования ГГ чисто метанового состава. Для этого на всю 
картируемую площадь рассчитана одна равновесная кривая гидратообразования для системы 
«гидрат – вода + метан (100 %) + раствор NaCl (3,5 %)», исходя из солености 35 ‰» (рис.2). 
Для каждой точки регулярной сети (см.рис.1) с конкретными значениями температуры и геотермическим градиентом 3 С/100 м рассчитана мощность ЗСГГ и закартировано ее распространение (рис.3, А). Установлено, что при заданных параметрах ЗСГГ метанового состава ограничивается со стороны берега изобатой 290 м, так, что за небольшим исключением, практически вся 
площадь Чукотского моря в границах акватории должна быть классифицирована как потенциально негидратоносная в связи с отсутствием необходимых термобарических условий.  
Еще одним геологическим критерием, необходимым к рассмотрению при определении условий гидратообразования в недрах, является состав газа-гидратообразователя, поскольку при 
более «тяжелом» (по молекулярной массе) компонентном составе УВ-газа для гидратообразования требуется меньшее равновесное давление при одной и той же температуре. Следовательно, 
при гидратообразовании из смеси газов в гидратную фазу трансформируется в первую очередь 
тот ее компонент, который обладает большей молекулярной массой. Для углеводородных газов 
трансформация в гидратную фазу увеличивается в ряду: метан – этан – пропан [17]. Исходя из 
этого было сделано предположение, что если для ГГ чисто метанового состава P-T-условия Чукотского моря неблагоприятны, то для формирования ГГ из газовой смеси метана и его гомологов они могут оказаться благоприятными. Для проверки этого предположения, в первую очередь, 
необходима информация о составе предполагаемого газа-гидратообразователя, а также сведения 
об условиях его распространения в осадочных отложениях исследуемой акватории. 
Ранее в работах [10, 18] приводились некоторые материалы о газах в придонных отложениях Чукотского моря, но они не рассматривались в связи с гидратообразованием. В данной 
работе проведен анализ всех доступных данных о молекулярном составе осадочных газов, 
отобранных на грунтовых станциях из придонных отложений Чукотского моря (см. рис.1). 
Всего изучено 240 проб, из них 185 содержат в газовой смеси гомологи метана. Статистически установлено, что геохимический фон района исследований представлен концентрациями 
метана до 0,05 см3/кг, а его гомологов – до 0,001 см3/кг. Около трети проб содержат аномальное по отношению к фону количество газа. Максимальные концентрации метана достигали 
34,6 см3/кг, а его гомологов – 0,02 см3/кг. Относительное содержание УВ-газов в пробах 
сильно варьирует, %: метан 60,6-99,9, этан 0-16,7, пропан 0-30,3, бутан 0-0,96. Как видно из 
приведенных значений, содержание гомологов метана в осадках Чукотского моря изменяется 
в широком диапазоне и достигает весьма значительных величин. Полученные данные отражают как фоновые концентрации УВ-газов, образованных при биохимической деградации 
ОВ в современных осадках, так и аномальные значения, обусловленные восходящей миграцией УВ-газов из недр, поскольку даже в отсутствие изотопных данных по соотношению 
C/(C2 + C3) можно предполагать, что газ с таким составом имеет миграционную природу. Таким образом, анализ распределения УВ-газов в осадках Чукотского моря по площади позволил в первом приближении выявить очаги разгрузки глубинных углеводородов. Все они оказались приурочены к интервалу глубин моря 40-80 м и располагаются в центральной части 
акватории (треугольники на рис.1).  

 
 
 
Записки Горного института. 2017. Т. 226. С. 387-396  ● Геология 
Рис. 3. Прогнозные карты гидратоносности Чукотского моря: А – распространение ЗCГГ метанового состава; Б – распространение ЗCГГ смешанного состава 
(усредненный по всем пробам компонентный состав гидратообразователя); В – результирующая карта распространения ЗCГГ различных типов 
76с.ш. 
74 
72 
70 
68 
66 
175 
180 
175 
170 
165 
76с.ш. 
74 
72 
70 
68 
66 
175 
180 
175 
170 
165 
76с.ш. 
74 
72 
70 
68 
66 
175 
180 
175 
170 
165 
В 
Б 
А 
900 
900 
800 
700 
600 
500 
400 
300 
200 
100 
0 
морская граница РФ 
граница акватории Чукотского моря 
граница распространения термобарической ЗСГГ 
Вост. от Гринвича 
Зап. от Гринвича 
О-в  
Врангеля 
Каньон 
Геральда 
Чукотское море 
Аляска 
Чукотский 
п-ов 
Вост. от Гринвича 
Зап. от Гринвича 
О-в  
Врангеля 
Каньон 
Геральда 
Чукотское море 
Аляска 
Чукотский 
п-ов 
Вост. от Гринвича 
Зап. от Гринвича 
О-в  
Врангеля 
Каньон 
Геральда 
Чукотское море 
Аляска 
Чукотский 
п-ов 
ЗСГГ-1 
ЗСГГ-2 
ЗСГГ-3 
Мощность ЗСГГ, м 
Метан 
+ 
гомологи 
Метан 
– область, где возможно образование криогенных газовых гидратов (          по [8];           по [8] с изменениями)  
, 

 
 
 
 
Записки Горного института. 2017. Т. 226. С. 387-396  ● Геология 
 
Следует отметить, что состав газа-гидратообразователя является основным фактором, отвечающим за формирование газом гидрата той или иной структуры, и определяет условия его образования. Установлено, что отношение размеров «гостевых» молекул газа к размерам молекул 
водного каркаса определяет равновесные Р-Т-условия: чем меньше Т, тем выше равновесное Р. 
Метан образует гидрат при более высоких значениях давления, чем все другие газы, а добавление даже 1 % пропана к метану уменьшает равновесное давление на 42 %. Этан, по сравнению с 
метаном, также образует гидрат при гораздо меньших значениях давления. Природные газы, содержащие пропан и изобутан в количестве более 0,3 %, образуют ГГ кубической структуры II.  
Ввиду больших вариаций в молекулярном составе УВ-газов, среднее значение соотношения 
УВ-газов в газовой смеси определено статистически, %: метан 95,997, этан 1,879, пропан 2,115 и 
бутан 0,009. Это соотношение и было использовано в качестве состава потенциального газагидратообразователя при определении параметров ЗСГГ (рис. 3, Б). При расчетах температура, 
давление, соленость и геотермический градиент соответствовали описанным выше, а равновесная кривая гидратообразования в данном случае рассчитана для системы «гидрат – вода + метан (95,997 %), этан (1,879 %), пропан (2,115 %), бутан (0,009 %) + раствор NaCl (3,5 %)» (см. 
рис.2). Расчеты ЗСГГ производились по регулярной сети. Оказалось, что ЗСГГ смешанного состава фильтрогенного генезиса со стороны берега ограничивается изобатой 80 м. Как видно из 
рис.3, Б, изменение молекулярного состава газа-гидратообразователя на 5 % в сторону «утяжеления» значительно расширяет распространение ЗСГГ и увеличивает ее объем. Однако экстраполировать именно такой гипотетический состав газа-гидратообразователя на всю акваторию не 
представляется вполне обоснованным. 
Чтобы максимально приблизиться к условиям формирования ГГ, имеющимся в Чукотском море, 
на следующем этапе работ было изменено гридирование сети путем добавления к ее регулярным узлам точек, где отбирались пробы газа в осадке. Для каждой из этих дополнительных точек расширенной сети рассчитывалась индивидуальная равновесная кривая стабильности ГГ для системы «гидрат – вода + метан + гомологи + соленость ( ‰)», исходя из измеренных компонентных составов 
газовой смеси с учетом региональных вариаций солености морской воды и придонных температур по 
данным измерений. Пример одной из таких кривых приведен на рис.2 (кривая 3). Определение параметров ЗСГГ при отсутствии известного состава гидратообразующего газа производилось по регулярной сети с использованием равновесной кривой для системы «гидрат – вода + метан 
(100 %) + раствор NaCl (3,5 %)». В результате расчетов установлено, что с учетом вышеуказанных 
параметров можно прогнозировать наличие благоприятных условий для образования гидратов смешанного состава в отложениях на шельфе Чукотского моря, начиная с глубин воды 40 м. Следует 
подчеркнуть, что вблизи 22 из 143 грунтовых станций мощность ЗСГГ оказалась весьма значительной и составила от 100 до 750 м. Таким образом, расширив регулярную сеть точками реальных измерений состава газа и изменив методику расчета, удалось повысить достоверность прогноза распространения и мощности ЗСГГ.  
ЗСГГ мерзлотного генезиса. При рассмотрении условий гидратообразования в обстановке арктических шельфов нельзя не остановиться на криогенных ГГ. Площадное распространение ЗСГГ 
должно соответствовать площади реликтовой криолитозоны, а кровля ЗСГГ может быть приурочена 
к ее кровле (при образовании внутримерзлотных гидратов) либо к ее подошве (при образовании 
подмерзлотных гидратов) [7]. Положение кровли и подошвы самой ЗСГГ, т.е. ее мощность, можно 
установить лишь с помощью прямых и косвенных наблюдений в ходе бурения мерзлых толщ. Как 
видно из приведенных выше значений, температурный режим придонного слоя воды в Чукотском 
море, а также его минерализация благоприятны для сохранения донных отложений в сезонно- или 
постоянномерзлом состояниях. Однако лишь небольшой прибрежный участок, приуроченный к прогнозируемой в работе [7] реликтовой островной мерзлой зоне с предельной мощностью 50-100 м, 
можно рассматривать как потенциально газогидратоносный (см.рис.1). При этом, исходя из условий 
газогенерации, часть его (рис.1) должна быть отнесена к потенциально негидратоносной ввиду малой (менее 0,5 км) мощности осадочного чехла. С учетом районирования по условиям газогенерации, 
площадь зоны стабильности криогенных ГГ можно оценить величиной порядка 5700 км2 
(рис.3, В). Мощность ее, согласно [8], составляет 200-400 м.  
Таким образом, используя комплексный подход к прогнозированию условий газогидратоносности в Чукотском море на основе геологических, термобарических и мерзлотных критериев, 
а также состава газа-гидратообразователя, удалось выявить три типа ЗСГГ (рис.3, В): ЗСГГ-1 –