Рис. 6. Сейсмический разрез нижнемелового стратиграфического и Углового несогласия чукотского моря (по Ю.К.Бурлину, Ю.В.Шипелькевичу) Положение профиля см. на рис. 5

Нижний структурный этаж отделяется от верхнего региональным нижнемеловым стратиграфическим и угловым несогласием Lower Cretaceous Unconformity (LCU), возраст которого в разрезах пробуренных в акватории американского сектора Чукотского моря скважин составляет 128 млн лет. Это примерно соответствует глобальному событию общего изменения уровня мирового океана на шкале Вейла.

Верхний структурный этаж подразделяется на две части. Нижняя часть этажа, возможно, по возрасту соответствует раннемеловому этапу мезо-кайнозойской стадии рифтогенеза, проходившего в Канадской котловине (Grantz A., May S., 1987). Заложение Северо-Чукотского прогиба субширотной протяженности, возможно, явилось откликом на это событие. Прогиб выполнен толщей осадочных пород мощностью не менее 16-18 км, где большая часть разреза приходится на отложения нижнего-верхнего мела и кайнозоя. С.Б.Секретов, М.К.Косько и другие рассматривают Северо-Чукотский прогиб как часть Восточно-Сибирского прогиба или трога Вилькицкого.

Верхняя часть этажа сложена отложениями, выделяющимися как аналог брукского комплекса позднемел-кайнозойского возраста на Аляске, представленного терригенными отложениями. Верхнемеловые отложения (нижнебрукского) сильно деформированы и образуют крупные отрицательные и положительные структурные формы, среди которых выделяются поднятия протяженностью 2-3 км и амплитудой > 1 км. На южном борту Северо-Чукотского прогиба в толще нижнего Бруклина на сейсмопрофилях видны зоны выклинивания отдельных пачек и стратиграфические несогласия. Осадки верхнего кайнозоя залегают субпараллельно и не подвержены дислокациям и нарушениям.

Южное ограничение Северо-Чукотского прогиба связано с Врангелевско-Геральдской надвиговой зоной инверсионных поднятий. Возможно, эти поднятия поставляли материал для заполнения прогиба в меловое и кайнозойское время. Отложения нижних частей разреза, в том числе и верхнего палеозоя, во Врангелевско-Геральдской зоне приподняты и находятся на глубине, доступной для бурения. Судя по разрезу о-ва Врангель, в составе этих отложений могут присутствовать аналоги нефтеносных горизонтов Аляски.

Геологическое строение моря Лаптевых обусловлено процессами рифтогенеза. Здесь рифтовые структуры хр. Гаккеля как бы замыкаются у края континента. Вполне вероятно, что его структуры срезаются крупным разломом. Высказывается предположение, что от рифтовой системы Лаптевоморского шельфа отходят две ветви: к западу – Таймырская в направлении Хатангского прогиба вдоль упомянутого крупного разлома (Хатангский рифт) и к юго-востоку и востоку – Олойская ветвь. При этом юго-восточная ветвь на новой тектонической карте морей Карского и Лаптевых представлена двумя рифтовыми зонами – Усть-Ленской и Бельковско-Святоносской.

В юго-западной части шельфа моря Лаптевых фундаментом бассейна является, видимо, северное погруженное продолжение Сибирской платформы. В разрезе можно предполагать присутствие существенно карбонатного протерозой-нижнепалеозойского комплекса и вышележащих терригенных толщ более молодого возраста. Мощность отложений нижнего протерозоя– палеозоя, мезозоя и кайнозоя составляет не менее 10–12 км. Фундамент более восточной части бассейна представляется гетерогенным. В бассейне выделяется ряд приподнятых блоков: Трофимовское и Центрально- (или Восточно-) Лаптевское поднятия и др., разделенные грабенообразными прогибами. Предполагаемый разрез мезозоя– кайнозоя может достигать в прогибах 8–10 км. Приподнятые блоки и прогибы ограничены разломами, выполаживающимися с глубиной.

Трофимовское, Центрально-Лаптевское и другие поднятия в мезозойской толще шельфа и Тастахском прогибе являются высокоперспективными для поисков УВ, особенно природного газа.

Шельф Карского моря является северным продолжением Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В юго-западной части Карского моря расположена Южно-Карская впадина, сложенная 8-км толщей терригенных отложений юры и мела с высоким содержанием ОВ и значительным нефтегазопроизводящим потенциалом (рис. 2). Российские специалисты считают, что здесь сформировался один из крупнейших нефтегазоносных бассейнов. Об этом свидетельствует открытие на побережье п-ова Ямал в отложениях нижнего и верхнего мела гигантских и крупных газоконденсатных месторождений (Бованенковское, Харасавейское, Крузенштерновское и др.).

На шельфе Карского моря в пределах Южно-Карской впадины пробурены пока только три глубокие скважины. Они позволили открыть в отложениях верхнего мела Русановское и Ленинградское газоконденсатные месторождения, содержащие более 10 газовых пластов с предварительно оцененными запасами, превышающими 8 трлн. м3.

В северо-восточной части Карского моря выделена Северо-Карская впадина, в пределах которой кристаллический фундамент залегает на глубине 12–20 км. Впадина, выполнена отложениями палеозоя и мезозоя и также характеризуется огромным нефтепроизводящим потенциалом.

Ее геологическое строение и нефтегазоносность остаются пока неизученными из-за трудных природных условий. Вероятно, нефтегазовые ресурсы этого бассейна будут детально оценены значительно позже 2010 г., когда появятся средства для подледной добычи нефти и газа.

Нефтегазоносность

С позиций бассейнового анализа все надпорядковые отрицательные тектонические элементы представляют собой осадочно-породные бассейны – области устойчивого и длительного погружения земной коры с мощным осадочным чехлом, где создаются условия, благоприятные для генерации, миграции и аккумуляции УВ, в результате осадочно-породному бассейну соответствует нефтегазоносный бассейн. В пределах западно-арктического шельфа выделяются Баренцевоморский, Тимано-Печорский, Южно-Карский, Западно-Сибирский, Северо-Карский, Енисей-Хатангский, Южно-Лаптевский нефтегазоносные бассейны, восточного сектора российской Арктики – Восточно-Сибирский и Чукотский.

Баренцевоморский нефтегазоносный бассейн наиболее изучен, в его пределах выявлены только газовые и газоконденсатные месторождения (Штокмановское, Ледовое, Лудловское, Северо-Кильдинское и Мурманское).

В пределах акваториальной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна выявленные месторождения приурочены к зонам продолжения авлакогенов: Варандей-Адзьвинского (Варандей-море, Медынское-море, Долгинское и Приразломное) и Печоро-Колвинского (Поморское газовое). Северо-Гуляевское нефтегазовое месторождение связано с акваториальным продолжением Хорейверской впадины, а нефтяные Песчаноозерское и Ижемко-Таркское месторождения – с акваториальным продолжением Малоземельско-Колгуевской моноклинали.

В пределах Южно-Карского и севера Западно-Сибирского нефтегазоносных бассейнов выявлены уникальные и крупные месторождения на суше п-ова Ямал, а в акваториальной части открыты два уникальных месторождения газа (Русановское и Ленинградское) в Обской и Тазовской губах.

Методика комплексного учета критериев нефтегазоносности и составления карт перспектив акваторий шельфовых морей на поиск нефти и газа подробно рассмотрена в работах Ю.Н.Григоренко (2002), Е.В.Захарова (1996), О.И.Супруненко (1990) и других, где учитываются как количественные (толщины, пористость, гидрохимические и термобарические условия), так и качественные критерии (границы распространения, этапы формирования, фациальные условия и т.д.). Особое внимание уделяется поиску крупных и уникальных месторождений нефти и газа.

Наиболее благоприятными для формирования нефтегазоносности бассейна оказываются зоны рифтогенных прогибов и сформированных на их месте “сверхглубоких депрессий”. Высокий тепловой поток и наличие нефтематеринских толщ в разных горизонтах осадочного чехла обусловливают генерацию как газовых, так и нефтяных УВ. Газовые УВ преобладают и, захватывая при миграции жидкие фракции, образуют нефтегазовые скопления в верхних горизонтах осадочного чехла.

Преимущественно газовые месторождения связаны с инверсионными антиклинальными поднятиями. Они располагаются цепочками в пределах валов и образуют линейные зоны нефтегазонакопления. К таким перспективным зонам в пределах Баренцевоморской зоны рифтогенеза следует отнести все инверсионные структуры (Демидовско-Лудловский мегавал, Штокмановская седловина, поднятия Центральной банки и Ферсмана).

Интересной, с точки зрения нефтегазоносности, является область развития соляного тектогенеза в пределах Центрально-Баренцевской зоны рифтогенеза. К соляным куполам могут быть приурочены газовые скопления в подсолевом комплексе или же небольшие нефтяные скопления в надсолевом комплексе отложений.

В пределах Южно-Карско-Ямальской зоны рифтогенеза наиболее перспективны на поиски нефтегазовых месторождений инверсионные валы (Нурминский, Малыгинский, Ямбургский, Гыданский, Преображенско-Зеленомысовский, Новопортовский, Уренгойский, Тазовский, Часельский, Верхне-Толькинский, Харампурский).

Для формирования нефтяных скоплений наиболее благоприятными оказываются бортовые участки крупных прогибов или отдельные сводовые поднятия в пределах зон рифтогенеза, претерпевшие значительный подъем, который мог повторяться несколько раз в течение геологической истории развития бассейна. В результате мощный мезозойский разрез оказался размытым, а палеозойский разрез осадочного чехла залегает на глубине, доступной для бурения. К таким перспективным структурам на нефть можно отнести свод Федынского, бортовые участки Адмиралтейского вала. О возможности сохранения в палеозойских породах нефти свидетельствуют находки в них жидких битумов на крайнем севере Новой Земли, на о-ве Пионер, в западной части Енисей-Хатангского прогиба, на Северной Земле и Таймыре.

Перспективы Северо-Чукотского прогиба оцениваются в основном, по аналогии с Аляской, на основании предполагаемой близости характера разрезов. В северной части Аляски известно около 40 месторождений, разрабатываются около 10. Крупнейшим месторождением в бассейне арктического склона является месторождение Прадхо-Бей, приуроченное к поднятию размером 21х52 км. Начальные промышленные запасы этого месторождения составляли 1,78 млрд. т. нефти и 735 млрд. м³ газа. Основная залежь находится в пермотриасовых отложениях, песчаниках триаса и нижних горизонтах юры (формация Ивишак группы Садлерочит и вышележащие формации Шублик и Саг-Ривер). Вокруг Прадхо-Бей расположена целая группа более мелких месторождений-сателлитов. Западнее находится месторождение Купарук-Ривер, запасы нефти в песчаниках неокома оцениваются в 200 млн т. В скважинах, пробуренных на шельфе Чукотского моря, известны многочисленные нефте- и газопроявления из известняков формации Лисберн в скв. Попкорн и Даймон, из формации Ивишак триасового возраста в скв. Клондайк получены притоки нефти. Многочисленные нефтепроявления отмечены выше мелового несогласия в породах свит Пебл Шейл, Торок и Нанушук.

В разрезе Чукотского моря выделяются благоприятные структуры, в том числе крупные линейные поднятия, с которыми могут быть связаны зоны нефтегазонакопления. Широко развиты зоны выклинивания и стратиграфического срезания. В пределах Северо-Чукотского прогиба есть благоприятные для нефтегазонакопления структурные формы многих типов (складки, зоны литологического выклинивания, стратиграфического срезания, возможно, диапировые складки), которые являются объектами поиска нефти и газа. Этот крупный прогиб можно рассматривать как нефтегазоносный бассейн, представляющий в восточном секторе российской Арктики наибольший интерес. Перспективы нефтегазоносности следует связывать с надвигами Врангелевско-Геральдской зоны поднятий, где на доступной глубине могут быть вскрыты отложения триаса и верхнего палеозоя. Глинистые породы альба (формация Торок на Аляске) служат эффективным флюидоупором.

В пределах сверхглубоких депрессий максимальной продуктивностью обладают “тектонические узлы”, т.е. участки, которые попадают в область пересечения зон континентального рифтогенеза разной направленности, а возможно, и разного возраста. Эти “тектонические узлы” отражают пересечение зон с высокой глубинной энергией, что вызывает аномальность всех происходящих в них процессов, в том числе и нефтегазообразования и последующей миграции УВ. К таким участкам в пределах Баренцевоморского бассейна можно отнести область пересечения палеозойской субширотной зоны рифтогенеза и наложенной на нее субмеридиональной зоны триасового рифтогенеза, протягивающейся вдоль Новоземельской складчатой области и сформировавшей Южно-Баренцевскую и Северо-Баренцевскую впадины. В эту область попадают гигантское Штокмановское и два крупных месторождения газа (Лудловское и Ледовое).

В пределах Южно-Карско-Западно-Сибирского бассейна к таким тектоническим узлам можно отнести участки пересечения Енисей-Хатангского прогиба как с Южно-Карско-Ямальской зоной рифтогенеза, так и с рифтом моря Лаптевых. В пределах Западной Сибири к подобному тектоническому узлу приурочена большая часть газовых гигантов Ямала.

В западной части моря Лаптевых наиболее перспективны для поисковых работ на нефть и газ зона пересечения двух рифтогенных прогибов, зоны рифтогенеза моря Лаптевых и восточной части Енисей-Хатангского прогиба.

Вблизи пересечений рифтовых прогибов находится крупное Трофимовское поднятие, расположенное частично в дельте Лены, намечены и другие благоприятные структуры.

Перспективы Северо-Чукотского, Восточно-Сибирского прогибов, котловины Подводников и, возможно, Амундсена и других сверхглубоких впадин Восточной Арктики связаны прежде всего с верхнемеловыми и кайнозойскими отложениями. Их мощность достигает 10 км и более. Помимо центральных частей прогибов перспективами обладают также и их бортовые зоны, такие как склоны поднятий Де-Лонга и Северо-Чукотского. Кроме того, высокие перспективы имеют и инверсионные поднятия палеозойских прогибов там, где они доступны для бурения (Врангелевско-Геральдская зона поднятий).

Выводы

Основными особенностями строения арктического шельфа России являются:

1. Зарождение всех осадочно-породных бассейнов на коре континентального типа с последующим преобразованием в результате многоэтапного синхронного рифтогенеза, приведшего к формированию региональных линейных зон, благоприятных для полного цикла формирования УВ-систем.

2. Возможное единство евразийского и амеразийского секторов Арктики в палеозое и тектоническая разобщенность их на позднемезозой-кайнозойском этапе.

3. Большая толщина осадочного слоя, от 10 до 20 км, в линейно-вытянутых рифтовых зонах, так называемых глубоких депрессиях, – основных объектах поиска нефти и газа.

4. Влияние активного рифтогенеза юрско-мелового и кайнозойского возраста на окраины арктического шельфа, что привело к сходству структурно-стратиграфического строения всей окраины океанической впадины Северного Ледовитого океана.

Подводя итоги, можно сделать вывод о том, что в центральных, наиболее прогнутых частях осадочных бассейнов Арктики сосредоточены главные потенциальные ресурсы газа и нефти. Преимущественно газоносны наиболее прогнутые части бассейнов из-за вытеснения нефтяных флюидов газовыми в бортовые зоны прогибов. Преимущественная нефтеносность связана с мезо-кайнозойским комплексом северо-восточного шельфа, а также с относительно приподнятыми блоками, не испытавшими погружения на глубину 5-6 км западного сектора Арктики. Эти закономерности в пределах отдельных структур различной природы могут быть выявлены только при региональном, широком подходе к изучению Арктики и рассмотрении ее как единого целого на протяжении длительной истории геологического развития.

Используемая литература

1. Никитин Б.А., Ровнин Л. И., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А «.Геология нефти и газа»

2. Грамберг И.С. Нефтегазоносность Арктического супербассейна / И.С.Грамберг, О.И.Супруненко, К.Г.Вискунов и др. // Разведка и охрана недр. – 2000. – № 12.

3. Клещев К.А. Основные направления поисков нефти и газа в России // Геология нефти и газа. – 2007. – № 2.

4. Остров Врангеля: геологическое строение, минерагения, геоэкология / Под ред. М.К.Косько, В.И.Ушакова // Тр. НИИГА-ВНИИокеангеология. – Т. 200. – СПб.: Изд-во ВНИИокеангеология, 2003.

5. Ровнин Л.И. Перспективные направления поиска крупных и уникальных месторождений нефти и газа на шельфе морей в Западной Арктике / Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа. – М.: Изд-во ООО “Геоинформмарк”, 2004.

6. Филатова Н.И. Тектоника Восточной Арктики / Н.И.Филатова, В.Е.Хаин // Геотектоника. – 2007. – № 3

7. Бурлин Ю.К., Ступакова А.В., Геология нефти и газа, 4-2008