Нефтегазоносные бассейны Российской Арктики

   Сведения  о характере отложений в пределах российского восточного арктического (амеразийского) блока базируются на материалах многолетних геологических  работ сотрудников НИИгеологии Арктики (ныне ВНИИокеангеология), сейсмических исследований треста “Дальморнефтегеофизика” в российской части шельфа и геологической службы США в американском секторе Чукотского моря. В пределах восточно-арктического сектора относительно более изученными являются бассейны моря Лаптевых и Северо-Чукотский.

   В пределах Чукотского шельфа разрез выделяющихся здесь осадочных бассейнов начинается со среднедевонских отложений, залегающих на более древнем дислоцированном франклинском комплексе в американском секторе и на возможных его аналогах в российском секторе. Более молодые отложения слагают два крупных структурных этажа. Предположительно, они характеризуются различными структурными планами. Нижний структурный этаж представлен верхнепалеозойскими и мезозойскими (досреднеюрскими) образованиями, которые, по мнению Ю.К.Бурлина и Ю.В.Шипелькевича, выполняют отдельные прогибы на шельфе Чукотского моря (рис. 5).  
 
 
 
 
 
 
 

   Возможно, это те поперечные ответвления, о которых упоминает С.Ю.Соколов (2008). Нижние части разреза, предположительно, сложены верхнепалеозойскими терригенно-карбонатными и триас-нижнеюрскими терригенными отложениями (элсмирский комплекс), содержащими продуктивные горизонты в крупнейшем на Аляске месторождении Прадхо-Бей. Общая их мощность может достигать 6-7 км. Палеозойские и триасовые отложения, которые можно параллелизовать с элсмирским комплексом Аляски, изучены и описаны М.К.Косько и др. На склонах поднятий, разделяющих эти прогибы, мощность отложений сильно уменьшается и они выклиниваются (рис. 6). 
 
 
 

   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.