Описание нефтегазоносных областей акваторий арктических морей

Газонефтеносность арктических морей России.

ГГР работы на шельфе арктических морей были начаты в конце 70-х гг. Здесь выделяют Баренцевоморскую НГП, Тимано-печорскую и западно-сибирскую НГП. Также в отдельную группу выделяют слабоизученные, но обладающие большими перспективами Северо-карскую, Лаптевскую, Восточно-Арктическую, Южно-чукотскую перспективные НГП.

По оценкам исследователей, в недрах континентального шельфа морей России сосредоточено более 45 % общих нач-х сум-х ресурсов УВ мирового океана.

Однако этот регион недостаточно изучен.

Наибольшими запасами обладают продуктивные терригенные горизонты юры восточно-баренцевоморского мегапрогиба, мела южно-карской впадины, карбонатные отложения пермо-карбона акватории печорской плиты.

Осн. Мест-ния: мурманское, штокмановское (баренцевоморская нгп), приразломное на печорском шельфе(тимано-печорская), ленинградское в южно-карском море (зап-сибирская).

15. Месторождения углеводородов на больших глубинах (≥ 5 км) и перспективы новых открытий.

Главной особенностью месторождений, залегающих на глубинах 5 и более км, является их труднодоступность. Примером месторождения УВ м.служить Тенгиз — гигантское нефтяное месторождение Казахстана. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1979 году. Залежи углеводородов расположены на глубине 3,8—5,4 км. Залеж массивная, рифогенного строения. Нефтеносность связана с отложениями средне-нижнекаменноугольного и девонского возрастов. Запасы оценивается в 3,1 млрд. тонн нефти.

Основная масса мировых запасов связана с гигантскими месторождениями, которые насчитываются десятками. В настоящее время специалисты сделали в итоге вывод: все больше УВ выделяются в пределах акваториев, в связи с этим ставится вопрос совершенствования технологий.

К настоящему времени перспективы нг-ти появились в кристаллических породах фундамента. Обнаружены залежи и под фундаментом, например, Кордильеры (эпиплатформенный ороген), где фундамент м.б.покрышкой. Еще пример: В Африке месторождение Ауджила в Ливии.

Существуют перспективы, связанные с турбидидами – это отложения мутьевых потоков, кот-е сносятся с суши, пред.соб. переслаивание песчаников, пелитов.

16. Нефтегазоносность, связанная с нетрадиционными коллекторскими толщами (глинистыми, кристаллическими, турбидитного типа).Сейчас перспективы нг-ти появ в кристалл породах фундамента. До этого были известны, но это были КВ фундамента. Обнаруж залежи и под фундаментом (Кордильеры, эпиплатформенный ороген), где фундамент м.б.покрышкой. В Африке наиб крупное скопление УВ в породах фундамента меторожд Ауджила в Ливии. Число выявл в фундаменте месторожд УВ уже таково, что нельзя рассматривать в качестве геол аномалии, надо целенаправл поиски подобных скоплений. В России среди многих регионов внимания заслуживают: ЗапСиб, Припятская, Днепровско-Донецкая и Тимано-Печорская впадины, Урало-Поволжье, Ср Азия.Сущ перспективы, связ с турбидидами – это отложения мутьевых потоков, к-е сносятся с суши (переслаивание песчаников, пелитов).Нгносность глин – ЗапСиб, баженовская свита.

17. Нефтегазоносные провинции краевых и предгорных прогибов России и заруб стран.В пределах территорий переходн типа выделяются нг-ные субпр-ции и области, связ с предгорн или краевыми прогибами складч сооружений. Для них хар-но в процессе геол развития интенсивное прогибание с большой амплитудой, большой мощностью осад образований, значит их дислоцированностью с развитием многочисл разрывных тект нарушений и с широким диапазоном нг-ти. В России и сопред странах 4 НГСубП: предкавказская, предкарп, предуральская, предверхоянская.Предкавказская НГП: краевая система скифской платформы. Фундамент разновозрастный – от байк до герц. Ос. чехол: палео-, мезо- и кайнозойкие отложения. Продукт отложения триаса, юры, мела, палеогена, неогена. Коллекторы терриги карбонатные. Предкарп: одноим краевой прогиб. Фундамент разновозрастный: каледонский, архейско-протерозойский. Ос. чехол: докембрий-палеозой (сланцы, песчаники), мезозой-палеоген (терригенные), нижненеогеновый (песчано-глинистые). Продукт юра, мел, палеоген, неоген.Предуральская НГП протягивается полосой с С от на Ю вдоль зап склона уральских гор. соотв предуральскому краевому прогибу. Фундамент архей-протерозойского возраста. Ос чехол : палеоз отложений (карбонатными п-ми) девона, карбона, ниж.перми и красноцв верх. пермскими образованиями. Выделяется соленосная толща кунгурского яруса. Осн. нг-ть связ с средне-верхнекаменноуг и ниж.пермскими отложениями, слож карбонатными трещиноватыми или рифогенными гп.Предверхоянская (в составе лено-вилюйской): предверхоянский передовой прогиб. Сложена терригенными гп триаса, юры и мела, залег на древних образованиях палеозоя. НГК: ср.триас-ниж.юра (терригенные), ср.-верх.юра (песчано-глинистый комплекс, газоносен).

18. Нефтегазоносные провинции молодых платформ России и зарубежных стран. В геол строении нг-е пр-ции платформ территорий выделяются чехол и фундамент, слож породами разл возраста. 2 группы: др (с докембр фундаментом) и молодые (с палеоз). Молодые занимают значит меньшую площадь в структуре материков, чем др. Ф слагается в осн фанероз осадочно-вулканич гп, испытавшими слабый метаморфизм и к-й в отличие от Ф др платформ именуется не кристаллич, а складчатым. От Ч отлич помимо метаморфизма высокой дислоцированностью. В завис от возраста заверш складчатости Ф подразделяются на эпикалед, эпигерц, эпикиммерийские. Ч имеет в осн юрско- или мел-четверт возраст. Между складч основанием и Ч промежут комплекс, к-й отл от Ф слабой дислоц-ю, а от чехла отделяется несогласием. Молодые в значит большей степени покрыты чехлом, чем др, поэтому их именуют еще плитами. Россия и сопред страны: евразийская платформа, сост из зап-сиб, туранской и скифской эпипалеоз плит, у к-х палеоз часто гетерогенный фундамент, пермо-триасовый промежут комплекс и мезо-кайнозойский ос.чехол. Выделяются нг-е мегапр-ции мезозойского и частично кайнозойского нгнак-ния: Западно-сибирская, туранская, предкавказско-крымская.

19. Нефтегазоносные провинции складчатых территорий России и заруб стран. приуроч к межгорным впадинам и прогибам, антиклинориям и синклинориям альп системы складч. хар-но повсеместное развитие в чехле продольных и поперечных дизъюнкт нарушений значит амплитуды, иногда диапиризма и гряз. вулканизма. Диапазон нг-ти связ с кайноз и мезоз отлож. Закавказская НГП: приур к межгорн прогибу между горами большого и малого Кавказа и южно-касп впадины. чехол: магм, метаморф и осад гп докембр и совр отложений. Крист фундамент байк возраста сложен метаморфизованными гп докембр и кембрия. продукт отлож мела (карбонатно-хемогенная толща), палеогена (терригенно-карб толща с туфами) и неогена (песч-глинисто-алеврол толща). Зап-Туркм НГП: приур к одноим впадине в ЮЗ части Туркмении. Мощные отлож мезо-кайнозоя, четвертичные и неогеновые (терриг породы). Продуктивны красноцветные толщи ср и верх плиоцена. Тяньшань-Памирская НГП: в пределах тяньшань-памирской складчатой системы, занимает ряд межгорных впадин. чехол: мезозойско-кайноз терригено-карбонатные отложения. Продукт отложения верх. юры и палеогена. Дальневост НГМП: входит в пояс тихоокеанской складчатости кайноз возраста. включ охотскую НГП, лаптевскую, вост.-арктическую, южно-чукотскую, чукотскую, усть-индигирскую, притихоок ПНГП. Охотская: акватории охотского и япон морей. Ф гетерогенный. чехол: терриг и вулканогенно-осад образования позднемел, палеог, неог, и плиоцен-четвертичного возрастов. Общие нг-е комплексы приурочены к меловым и палеогеновым отложениям.

Источник

Нефтегазогеологическое районирование шельфов и акваторий арктических и дальневосточных морей

Геолого-геофизические работы в шельфовой зоне се­верных морей, в основном в Западной Арктике, были начаты в кон­це 70-х годов, а поисково-разведочное бурение — в 1982 г. За корот­кий период их проведения на шельфе северных морей и прежде всего в Барепцевоморской провинции и прилегающих шельфах се­вера Тимано-Печорской (Печороморская нефтегазоносная область) и Западно-Сибирской (Южно-Карская газонефтеносная область) провинций открыто 19 нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождений. По величине запасов четыре месторож­дения относятся к уникальным (более 500 млрд м 3 газа), четыре к крупным, остальные к средним (см. рис. 7).

По оценкам отечественных и зарубежных исследователей, в недрах континентального шельфа морей России сосредоточено свыше 45% общих начальных суммарных ресурсов углеводородов
шельфа всего Мирового океана. Большая часть этих ресурсов при­ходится на арктические моря со сложными природно-климатичес­кими условиями. В северных морях сконцентрировано до 90% по­
тенциальных ресурсов углеводородов российского шельфа. Этот регион еще недостаточно изучен, однако результаты исследова­ний последних лет позволяют предполагать, что они огромны. На
шельфе арктических морей геофизическими методами выявлено более 70 перспективных на нефть и газ структур. Также могут быть перспективны 95% площадей, выявленных на шельфах Баренцева
и Карского морей.

Наибольшими запасами и эксплуатационными возможнос­тями обладают продуктивные терригенные горизонты юры Восточно-Баренцевского мегапрогиба, мела Южно-Карской впадины и карбонатные отложения пермокарбона акватории Печор­ской плиты.

Высокие фильтрационно-емкостные свойства этих горизон­тов (пористость колеблется от 10 — 17,% до 24%) позволили получать из отложений мела и юры дебиты газа до 2 млн м 3 /сут и из карбо­натных отложений дебиты нефти до 650 м э /сут.

Результаты поисково-разведочных работ, проведенных на шельфе Западной Арктики, открытие здесь таких крупнейших месторождений, как Мурманское, Северо-Кильдинское, Шток-мановское, Лудловское, Ледовое в Баренцевоморской газонеф­теносной провинции; Приразломное, Северо-Гуляевское, Помор­ское, Песчаноозерское, Таркское на Печорском шельфе (Тима-но-Печорская нефтегазоносная провинция); Русаковское и Ле­нинградское в Южно-Карском море (Западно-Сибирская нефте­газоносная провинция), позволяют считать этот регион новой весьма значительной по углеводородному потенциалу сырьевой базой России.

Однако помимо указанных нефтегазоносных провинций и об­ластей Западной Арктики большими перспективами обладают та­кие пока слабоизученные провинции и области северных морей, как Северо-Карская, Лаптевская, Восточно-Арктическая, Южно-Чукотская, Притихоокеанская (Хатырская и Анадырская впадины).

В связи с этим представляется целесообразным нефтегазонос­ные и перспективные нефтегазоносные провинции арктических и дальневосточных морей России выделить в отдельную группу.

Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.003 сек.)

Источник

Нефтегазоносность шельфа морей Российской Арктики: взгляд в XXI в.

Разведка и освоение нефтяных и газовых месторождений в приполярных районах связаны с суровыми природными условиями и решением сложных экономических проблем. В настоящее время в России происходит некоторый откат, отступление в освоении северных территорий. Но вряд ли эта тенденция сохранится в будущем. Северные пространства будут осваиваться с учетом прежних ошибок на основе новых технологий. Опыт работы на севере накапливается постоянно, в фазу освоения вступает Приразломное нефтяное месторождение в Печорском море, интенсивно разрабатывается проект освоения крупного газоконденсатного Штокмановского месторождения в Баренцевом море.

С началом освоения месторождений нефти и газа в Баренцевом и Печорском морях и открытием гигантских газовых месторождений в Карском море значение арктического шельфа в балансе мировых ресурсов УВ возрастает. Супергигантские ресурсы УВ шельфа и побережья Западной Сибири не могут оставаться невостребованными, необходима продуманная стратегия работ с учетом комплексного освоения месторождений цветных и благородных металлов в северных районах России. Топливный потенциал громадного арктического региона необходимо учитывать в государственных планах также и потому, что в перспективе вероятно сокращение ожидаемого прироста разведанных запасов, особенно нефти, в основных добывающих районах европейской части страны.

Распределение ресурсов УВ на арктическом шельфе определяется особенностями его строения и геологического развития. В западном секторе Российской Арктики — в Баренцево-Карском регионе фундамент определяется как байкальский или гренвильский (некоторые зоны, возможно, активизированы в каледонское время). На фундаменте залегает мощный осадочный комплекс. В нижней его части по данным сейсморазведки выделяется 3-4-км слоистая толща предположительно силуркаменноугольного возраста. Наиболее мощной (10-11 км) является часть разреза предположительно пермотриасового возраста, которая по данным скважин на Мурманской площади, архипелаге Земля Франца-Иосифа и о-ве Новая Земля представлена терригенным комплексом. Вышележащая юрско-меловая толща имеет также терригенный состав и достигает 4 км. В начале юры формировались преимущественно пресноводные песчано-глинистые осадки. С середины юры и, особенно в поздней юре преобладали морские отложения, преимущественно глинистые, последние представляют собой одну из главных материнских толщ УВ. В Западной Сибири к верхней юре приурочены высокопродуктивные нефтеносные пласты, а в Баренцевом море в песчаниках средней и верхней юры находятся газоконденсатные залежи крупного Штокмановского месторождения.

В российском секторе Баренцева моря выделяются две крупные впадины: Южно- и Северо-Баренцевская (рис. 1). В структуре мезозойских отложений между впадинами находится разделяющая их приподнятая зона — Лудловская седловина (иногда называемая Баренцевоморским сводом). Этот структурный элемент имеет размеры 200×300 км и амплитуду 500 м по кровле черных глин верхней юры. Обе впадины вместе с разделяющей их приподнятой зоной объединяются в Восточно-Баренцевский мегапрогиб (синеклизу). В геологическом отношении мегапрогиб является единым очень крупным нефтегазоносным бассейном глубокого заложения, формировавшимся в течение длительного времени, в котором объединены мощные генерационные очаги и зоны нефтегазонакопления. В пределах упомянутой приподнятой зоны находится Лудловское газоконденсатное месторождение с залежами в юрском терригенном комплексе, а южнее — Ледовое месторождение.

Анализ геологических материалов по всей этой зоне нефтегазонакопления площадью 60 тыс. км 2 позволяет сделать предварительный вывод о том, что здесь на известных поднятиях на технически доступных глубинах до 6 км возможно открытие еще ряда нефтегазоносных горизонтов. Главная задача — преодолеть природные и технические трудности поисков и разведки структур — ловушек нефти и газа в условиях Арктики.

Севернее Баренцевоморского свода по данным сейсморазведки выделяется крупная приподнятая зона триас-юрских и меловых отложений размером примерно 100×100 км, являющаяся также объектом нефтегазонакопления. В ее пределах выявлено Лунинское поднятие, возможно обнаружение и других благоприятных структур — ловушек УВ. Лунинская зона, так же как и Баренцевоморский свод, в перспективе рассматривается как крупнейшая зона нефтегазонакопления и потому, что в этом направлении прослеживаются юрские газоносные горизонты Штокмановского месторождения и, кроме того, прогнозируется нефтегазоносность триасовых отложений. Параметры, принятые для подсчета прогнозных запасов газа Лунинского поднятия по аналогии со Штокмановским, дают возможность предполагать здесь месторождение газа с запасами не менее 3 трлн м 3 .

Для открытия месторождений нефти и газа высокоперспективен Адмиралтейский вал, протягивающийся почти на 400 км вдоль западного побережья о-ва Новая Земля и ограничивающий с востока Баренцевоморский мегапрогиб. На вале пробурена пока одна скважина, вскрывшая триасовые отложения с признаками нефти. В пределах вала выявлены три значительных по площади поднятия: Крестовое (30×40 км), Адмиралтейское (60×50) и Пахтусовское (60×40). Предполагается, что девонские отложения сокращенной мощности залегают здесь на глубине 6-8 км. Основной стратиграфический комплекс вала — породы пермотриаса. На основании находок нефтепроявлений, битумов и асфальтитов на о-ве Новая Земля и архипелаге Земля Франца-Иосифа в них прогнозируются нефтегазоносные горизонты (Клубов Б.А.,1997). Находки нафтидов известны и в девонских отложениях. Сегодня уже достаточно геологических знаний о строении Адмиралтейского вала, чтобы предполагать здесь открытие в первой половине XXI в. крупнейших месторождений нефти и газа, несмотря на трудные ледовые условия, которые, несомненно, будут сдерживать их освоение.

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 м 3 .

Оба месторождения не разведаны. Их расположение в море на глубине 50-100 м и гигантские запасы выдвигают месторождения в число уникальных и экономичных для освоения в XXI в. Указанные месторождения будут осваиваться в зависимости от темпов потребления газа.

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.

В восточном секторе Российской Арктики выделяются четыре бассейна: Лаптевский (в море Лаптевых), Восточно-Сибирский (в одноименном море), Северо- и Южно-Чукотский (на шельфе Чукотского моря) (см. рис. 1). Все эти бассейны изучены очень слабо. Об их геологическом строении можно высказывать предположения в основном по результатам региональных сейсморазведочных морских профилей и других видов геофизических работ. Бассейны, по-видимому, имеют разные основания: раздробленную Гиперборейскую платформу и структуры мезозоид.

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 [2]. При этом юго-восточная ветвь на новой тектонической карте морей Карского и Лаптевых представлена двумя рифтовыми зонами — Усть-Ленской и Бельковско-Святоносской (Богданов Н.А., Хаин В.Е. и др., 1998).

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.

К северо-востоку от Новосибирских островов располагается складчатая структура мезозоид, называемая террейном Делонга. Представления о строении верхней части разреза можно получить по данным геофизических характеристик. Предполагается, что юрские породы здесь представлены песчано-глинистыми отложениями морского генезиса. Нижнемеловые породы также морские, а верхнемеловые имеют прибрежно-морское, дельтовое и пресноводно-континентальное происхождение. В них залегают пласты углей. Мощность юрских- меловых отложений составляет 3-4 км. Диапазон вероятной нефтегазоносности бассейна более широк на западе, он охватывает как протерозой-палеозойскую, так и мезокайнозойскую части платформенного чехла. На востоке предполагается нефтегазоносность мезо-кайнозойских отложений, здесь могут быть распространены дельтовые и баровые фации обломочных пород с высокими коллекторскими свойствами. Особую роль в формировании нефтегазовых залежей могут играть рифтогенные структуры, положительные структуры над сводами горстовых поднятий и тектонически экранированные разломами, в том числе на побережье в Усть-Анюйском прогибе.

По геологическому строению предположительно выделяемого Восточно-Сибирского нефтегазоносного бассейна данных очень мало. Можно только предполагать, что здесь продолжается карбонатно-терригенная толща палеозоя и мезозоя общей мощностью 8-10 км, обнажающаяся на Новосибирских островах. Интерес представляет глубоководная часть впадины Толля, в которой вероятно развитие зон выклинивания отложений и формирование в них залежей нефти и газа.

Северо- и Южно-Чукотский бассейны расположены в различных тектонических условиях. Северо-Чукотский бассейн сформировался в пределах южной части существовавшей ранее Гиперборейской платформы, ныне раздробленной. Платформа подверглась мезозойской активизации, ее сохранившиеся блоки разделены линейными складчатыми зонами мезозоид с перекрывающим их молодым осадочным чехлом [1]. Возможно, геологический разрез Северо-Чукотского бассейна имеет общие черты с разрезом Арктического склона Аляски, так как оба они занимают (или занимали) сходные тектонические позиции, но непосредственного продолжения структур, по-видимому, нет, поскольку их разделяют субмеридиональная складчато-разрывная зона и расположенный восточнее нее меридионально вытянутый прогиб (рис. 3).

На севере Аляски в основании большей части разреза бассейна залегают девонские отложения, в которых свита Лисберн представлена карбонатными породами с удовлетворительными коллекторскими свойствами. Вышележащий разрез от карбона до перми — преимущественно терригенный. Верхнепермские и нижнетриасовые отложения в основном песчано-глинистые. В мезозое в терригенных осадках выделяются флювиально-дельтовые комплексы.

В разрезе Северо-Чукотского бассейна прослеживаются шесть сейсмических комплексов (сверху вниз): А, Б, В, Г, Д и Е. Подошва нижней части комплекса Е не отражена на сейсмозаписи. Верхняя часть комплекса, характеризующаяся интенсивными высокоамплитудными отражениями, по возрасту условно относится к пермотриасу. Положение этого комплекса в разрезе, тип волновой картины, особенности распространения и характера деформаций аналогичны таковым пермотриасовой толщи, выделяющейся на Аляске (формации Седлерочит и Шублик). Эта толща представлена песчаниками и аргиллитами общей мощностью от 400 до 600 м.

Вышележащий комплекс Д характеризуется протяженными интенсивными отражениями. Его можно условно сопоставить с отложениями юры — нижнего мела формаций Саг-Ривер и Кингак, распространенных на северо-западе Аляски и сложенных глинами, глинистыми алевролитами и песчаниками общей мощностью до 1600 м.

Для комплекса Г типичны в основном непротяженные и более слабые отражения, хотя в верхней части они становятся более отчетливыми. Этот комплекс условно сопоставляется с меловыми формациями Торок и Нанушук. Формация То-рок представлена глинами с прослоями алевролитов и песчаников общей мощностью до 3000 м. Формация Нанушук сложена песчаниками, конгломератами, аргиллитами с прослоями углей и карбонатов.

В комплексе В меньше разрывных нарушений, слоистость прослеживается четко, это дает возможность выделить характерные седиментационные тела (заполнение депрессий, линзы). На поднятиях мощность этого комплекса уменьшается или даже выклинивается, его предположительный возраст — поздний мел- палеоген. На Аляске этот возраст имеет формация Колвилл, представленная глинисто-песчаными породами и конгломератами общей мощностью до 2000 м.

Нижняя часть комплекса Б выражена на профилях четкими протяженными сигмоидальными, а в основном параллельными отражениями и характеризуется почти полным отсутствием разрывных нарушений. Предположительный возраст — палеоген- неоген. К этому возрасту на севере Аляски относится формация Сагаваниркток, сложенная алевролитами, пестроцветными песчаниками, конгломератами, пластами углей. Ее мощность изменяется от 600 до 2000 м. Комплекс А повсеместно залегает субгоризонтально и характеризуется четкими протяженными границами. Его предположительный возраст — от неогена до современного.

В Северо-Чукотском бассейне выделяются два структурных этажа. Нижний включает наиболее деформированные комплексы Е, Д и Г. Верхний этаж представлен комплексами Б и А. Его строение отражает тенденцию к аккумулятивному выравниванию рельефа, сформированного к началу его накопления. Комплекс В занимает промежуточное положение. Частично он принадлежит к нижней более деформированной толще, иногда же более сходен по строению с верхним этажом. В нем отчетливо видны линзы заполнения неровностей дна, образовавшиеся после некоторого перерыва, а также тела дельтового типа.

Мощность отложений в Северо-Чукотском бассейне превышает 10 км, перспективы его нефтегазоносности оцениваются высоко, и поэтому он очень интересен с точки зрения поисков УВ. По геоструктурному положению бассейн входит в единую систему прогибания, включающую известный нефтегазоносный бассейн Северного склона Аляски с гигантским нефтяным месторождением Прадхо-Бей, основные залежи которого приурочены к пермотриасовым отложениям.

По-видимому, сходный геологический разрез и близкие условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления могут быть выявлены и в Северо-Чукотском бассейне. По результатам геофизических исследований в мезо-кайнозойской части разреза установлены диапировые структуры, свидетельствующие об активных флюидодинамических процессах. В восточной части бассейна по краю континентального шельфа выявлены вытянутые вдоль склона антиклинальные складки. Северо-восточнее о-ва Врангеля выделяется крупное сводовое поднятие с амплитудой около 1 км. Отложения погребенных дельт также перспективные объекты.

Южно-Чукотский бассейн заложен на мезозойском складчатом основании. Обломочный материал поступал в бассейн за счет разрушения орогенных сооружений на юге. Пространственным аналогом бассейна является бассейн Хоуп у берегов Аляски. В обрамлении этого бассейна, судя по данным бурения, верхняя часть разреза сложена кайнозойскимм породами. Верхняя часть палеогеновой толщи представлена прибрежно-морскими образованиями, выше залегают терригенные отложения более отдаленной части шельфа. Примерно такой же характер осадков предполагается и в верхней части разреза Южно-Чукотского бассейна. Общая мощность осадочных пород в бассейне достигает 4 км. Его перспективы связаны в основном с возможной газоносностью.

Проблемы освоения УВ-ресурсов Арктики практически решаются пока в Западной Арктике. На Штокмановском месторождении проведены необходимые технологические и экологические исследования, завершена разведка запасов газа. Начато строительство стальной платформы для Приразломного месторождения.

На остальной части шельфа, кроме научных исследований, работы по поиску и подготовке месторождений к освоению не проводятся, в то время как потребность в топливно-энергетических ресурсах (ТЭР) крупных промышленных предприятий, работающих на побережье Арктики, огромна.

Из-за отсутствия местных источников топлива нехватку ТЭР испытывают горно-металлургические комбинаты Мурманской области, производящие медь, никель, кобальт и другие металлы, крупные города и поселки, расположенные на побережье морей Арктики (Мурманск, Амдерма, Хатанга, Тикси, Яна, Чокурдах, Черский, Певек, мыс Шмидта, Анадырь). Поэтому поиску и освоению крупных газовых и нефтяных месторождений на прибрежном шельфе Арктики в начале XXI в., несомненно, будет придано важное значение, ибо без топливных ресурсов разработка на севере многочисленных, очень важных для России месторождений благородных и цветных металлов невозможна.

Одной из основных задач энергетической политики страны является увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергетических ресурсов. В этой связи совершенно необходимо резко увеличить на арктическом шельфе объемы геолого-геофизических и поисково-разведочных работ преимущественно на газ — как на дешевое, экологическое, хорошо транспортабельное топливо, не требующее глубокой переработки.

Экономическое развитие северных территорий Чукотского автономного округа, Республики Саха (Якутия), Красноярского края, Мурманской и Архангельской областей и всего Севера России в ближайшей перспективе неизбежно потребует комплексного освоения минеральных богатств арктического Севера.

Анализ перспектив открытия и освоения первоочередных месторождений природного газа на арктическом шельфе показывает, что в первые 15 лет XXI в. можно создать пять основных газодобывающих баз: 1) разведанное газоконденсатное Штокмановское месторождение, способное обеспечить топливные нужды Мурманской области и всего Северо-Запада России; 2) Бованенковское и Харасавейское месторождения для газоснабжения европейской части России; 3) Русановское и Ленинградское месторождения на побережье п-ова Ямал для экспорта газа; 4) на шельфе моря Лаптевых и в дельте р.Лена, где известны крупное Трофимовское и другие поднятия, перспективные на газ; разведку Трофимовского поднятия можно начать на суше в дельте р.Лена и затем постепенно продолжить на шельфе; 5) в береговой и шельфовой зонах Тастахского и Усть-Анюйского прогибов, имеющих глубину прогибания 2-4 км. Они заполнены мезо-кайнозойскими отложениями, в которых по данным геолого-геофизических исследований известны крупные поднятия. Газ открытых и осваиваемых месторождений можно подавать к местам потребления, используя перевозки предварительно сжиженного природного газа (СПГ) танкерами или по газопроводу. Можно также осуществить строительство на газовых месторождениях мощных комбинированных МГД — газотурбинных электростанций, разработанных РНЦ «Курчатовский институт» и другими организациями, а также установку энергопоездов, работающих на газе. Все способы реализуются при условии экономической выгоды.

Обеспечение энергетических нужд регионов Севера России в XXI в. за счет открытия и освоения крупных месторождений газа на шельфе и побережье арктических морей позволит поднять промышленность цветной металлургии, улучшить транспортные связи и социально-бытовые условия проживания населения, вдохнуть новую жизнь в регионы, богатые минерально-сырьевыми ресурсами.

Литература
Грамберг И.С., Пискарев А.Л., Беляев И.А. Блоковая тектоника дна Восточно-Сибирского и Чукотского морей по данным анализа гравитационных и магнитных аномалий // Докл. РАН. — 1997. — Т. 352, № 5. -С. 656-659.
Пискарев А.Л., Манукова А.В., Чернышев М.Ю. Геодинамическая система моря Лаптевых по данным анализа гравитационных и магнитных аномалий // Докл. РАН. — 1997. — Т. 354, № 2. — С. 230-233.

Рис. 1. ОБЗОРНАЯ КАРТА ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ НА РОССИЙСКОМ ШЕЛЬФЕ АРКТИКИ

1 — Таймырский блок; 2 — Баренцево-Карская плита; 3 — Печорская плита; 4 — район мезозоид с блоками, активизированными в мезозое; 5 — область раздробленности Гиперборейской платформы; 6 — зоны раннекиммерийской активизации; 7 — крупные впадины — осадочные бассейны (1 — Северо-Баренцевская, 2 — Южно-Баренцевская, 3 — Южно-Карская, 4 — Северо-Карская, 5 — Лаптевоморская, 6 — Восточно-Сибирская, 7 — Северо-Чукотская, S — Южно-Чукотская); 8 — крупные поднятия; 9 — рифтовые зоны; 10 — континентальный склон; 11 — глубоководные котловины; 12 — месторождения в акватории:, а — нефти, б — газа

Рис. 2. СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПО ЛИНИИ архипелаг ЗЕМЛЯ ФРАНЦА-ИОСИФА — п-ов ЯМАЛ

Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ЧЕРЕЗ СЕВЕРО-ЧУКОТСКИЙ ПРОГИБ

Автор: Никитин Б.А., Ровнин Л. И., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А.

Источник