CC BY
61
УДК 553.98
ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АКВАТОРИЙ ЦИРКУМАРКТИЧЕСКОГО СЕГМЕНТА ЗЕМЛИ
В.И.Богоявленский (Институт проблем нефти и газа РАН), И.Д.Полякова (Геологический институт РАН), Т.А.Будагова, И.В.Богоявленский, А.Н.Данилина (Институт проблем нефти и газа РАН)
Проанализирован уровень и приведены карты изученности акваторий Арктики сейсморазведкой МОГТ и бурением. Рассмотрена геологическая история развития нефтегазоносных и потенциально нефтегазоносных бассейнов Циркумарктического сегмента Земли (Восточно-Баренцевский, Южно-Карский, Северо-Аляскинский, Бофорт-Маккензи (Beaufort-Mackenzie), Сверд-рупский (Sverdrup) и др.). Даны стратиграфическое распределение и характеристики основных нефтегазоматеринских толщ и резервуаров Арктического региона. Проведено сопоставление размеров запасов нефти и газа для стран Арктического шельфа, свидетельствующее о лидирующем месте России.
Ключевые слова: Циркумарктический сегмент Земли; Арктика; шельф; Северный Ледовитый океан; сейсморазведка МОГТ; бурение; нефтегазоносные бассейны; запасы нефти и газа.
Возникновение и полистадийное развитие осадочных бассейнов Циркумарктического сегмента Земли, с которыми связаны или могут быть связаны УВ-ресурсы, предопределены сложной историей его развития. Наиболее полное отражение она получила в реконструкциях, проводимых под руководством академика В.Е.Хаина в 1996-2009 гг. На основе анализа новейшей геолого-геофизической информации рассмотрение эволюции было начато с распада в позднем протерозое суперконтинента Родиния, приведшего к обособлению по ее периферии кратонов Лаврентия, Балтика и Сибирь, а в центральной части — Гипербореи (Арктиды). Далее история включала несколько фаз рифтогенеза, океано-образования и плюмового вулканизма. В результате кратоны были спаяны орогеническими поясами (следы древних закрывшихся океанов), которые возникли в конце позднего неопротерозоя (тиманиды — байка-лиды), середине палеозоя (каледо-ниды), на рубеже перми — триаса (герциниды) и в конце нижнего мела (поздние киммериды). Поскольку фазы развития Арктики проявлялись не повсеместно и не всегда синхрон-
но, возникавшие осадочные бассейны различались строением, форма-ционным составом осадочного заполнения и УВ-потенциалом.
В.Е.Хаин был координатором арктического проекта "Программы Президиума РАН № 23", направленной на разработку критериев поиска и прогнозирование уникальных месторождений УВ шельфа и континентального склона Арктики. Авторы статьи продолжают исследования в намеченном им русле.
Геолого-геофизическая изученность
Из-за крайне сложных природно-климатических условий акватории Арктики в целом недостаточно изучены сейсморазведкой МОГТ и бурением, поэтому представления о геологическом строении значительной части данного региона, особенно глубоководной части Северного Ледовитого океана, базируются в основном на данных гравимагнит-ных исследований и ограниченного числа сейсмических профилей МОВ и ГСЗ-КМПВ.
Сейсмическая изученность МОГТ акваторий шельфа пяти стран
Арктического региона (Россия, Норвегия, Дания, Канада и США) различается в десятки, а местами в сотни раз и ограничивается распространением льда Северного Ледовитого океана (рис. 1). Особенно малоизученными сейсморазведкой (0,01-0,04 км/км2) являются российские моря: Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское. В них не пробурено ни одной скважины. Наиболее высокой изученностью сейсморазведкой (> 1 км/км2) характеризуются северный шельф Аляски и Канады в морях Бофорта и Чукотском, юго-западная акватория Баренцева моря и отдельные части акваторий Баренцева, Печорского и Карского морей. Информация об изученности Циркумполярного региона сейсморазведкой 2D и бурением и другие данные, приведенные ниже, собраны и подготовлены авторами статьи на основе многолетней работы с многочисленными (> 100) цифровыми и другими источниками, включая USGS, NOAA, CGS, GEUS, NPD, МПР России и геофизические компании СМНГ, ДМНГ, МАГЭ, TGS, PGS, Fugro-Geoteam, ION, Western Geco и др. [1, 2, 7]. Полный объем данных
Рис. 1. СЕЙСМОРАЗВЕДКА МОГТ 2D НА АКВАТОРИЯХ АРКТИКИ
1 - распространение льда на 09.2010 г.; сейсмопрофнлн, отработанные: 2, 3 -российскими предприятиями, в том числе по проекту "Арктика-2011" (3), 4 - зарубежными компаниями (на 10.2011 г.)
по изученности норвежской акватории Баренцева моря по состоянию на 2011 г. был предоставлен Норвежским нефтяным директоратом (NPD). Созданная за более чем 15 лет цифровая база данных в системе ArcView постоянно дополняется и совершенствуется.
Происходящее за счет глобального потепления сокращение площади льда позволило значительно расширить регионы исследований. В последние годы на зарубежных акваториях проводится новый этап региональных исследований с длинными (8-12 км) сейсмическими косами и длительной (до 18 с) или непрерывной регистрацией колебаний, что позволило получить ка-
чественно новую информацию о строении осадочного чехла и фундамента. Региональная и нефтега-зопоисковая сейсморазведка с плавающими косами стала проводиться и в ледовых условиях Арктики, что отражено на карте (см. рис. 1).
Одним из направлений региональных геофизических исследований в Северном Ледовитом океане в последнее 10-летие является обоснование внешних границ континентального шельфа. Комплексные сейсморазведочные работы МОГТ и МПВ-ГСЗ проведены в совместных экспедициях геологических служб США и Канады в районе Канадской котловины и хребта Ломоносова (около 14 тыс. км). Здесь
сейсморазведка отрабатывалась на открытой воде и в сложных ледовых условиях с ледокольным сопровождением до 84-85° с.ш. (см. рис. 1). Аналогичные исследования проведены в ходе российской экспедиции "Арктика-2011" в районе хребтов Гаккеля, Ломоносова и Менделеева, котловин Нансена, Амундсена, Подводников и Макарова до 88о с.ш. в объеме 6334 км (розовые линии на рис. 1). Получена важная информация о глубинном строении дна Северного Ледовитого океана и его потенциальной нефтегазоносности.
После подписания 15 сентября 2010 г. договора между Российской Федерацией и Королевством Норвегия о разграничении морских пространств и сотрудничестве в Баренцевом море [1] и его вступления в действие (7 июля 2011 г.), Норвежский нефтяной директорат незамедлительно начал (8 июля 2011 г.) региональные сейсморазведочные исследования МОГТ в норвежском секторе бывшей спорной зоны. Работы выполнены в районе высокоперспективного гигантского свода Федын-ского в объеме около 11,5 тыс. км (см. рис. 1). Российская сторона оказалась не готова к проведению аналогичных исследований в сопредельном российском секторе.
Наибольшее число морских скважин пробурено на акваториях Западного полушария, главным образом в море Бофорта (США и Канада) (рис. 2). В российских морях Западной Арктики пробурено 84 скважины (без учета горизонтальной эксплуатации скважин Юр-харовского месторождения в Тазов-ской губе).
Нефтегазоносные и потенциально нефтегазоносные бассейны
В Циркумарктическом сегменте широкое развитие получила разновозрастная континентальная кора, рифтовые системы которой
Рис. 2. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ И ПОТЕНЦИАЛЬНО НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ СЕВЕРНОГО ЛЕДОВИТОГО ОКЕАНА И ПРИЛЕГАЮЩЕЙ СУШИ
1 - НГБ: Западно-Баренцевский (ЗБ), Восточно-Баренцевский (ВБ), Тимано-Пе-чорский (ТП), Южно-Карский (ЮК), Енисей-Хатангский (ЕХ), Северо-Аляскин-ский (СА), Бофорт-Маккензи (БМ), Свердрупский (СВ) и Западно-Гренландский -Восточно-Канадский (ЗГ-ВК); 2 - ПНГБ шельфа: Северо-Карский (СК), Анаба-ро-Лаптевский (АЛ), Новосибирско-Северо-Чукотский (НСЧ), Южно-Чукотский (ЮЧ) и Восточно-Гренландский (ВГ); 3 - подводные и островные поднятия с признаками нефтегазоносности; 4 - ПНГБ глубоководья: Чукотско-Нортвиндский (ЧН), подводных хребтов и впадин (ПХВ) и континентального склона (КС); 5 -скважины
периодически превращались в пассивные окраины. На современном этапе они составляют более 50 % площади Северного Ледовитого океана, что, очевидно, связано с его геологической молодостью, зрелый спрединг которого еще не наступил, и океанские впадины не успели "отвоевать" широкие шель-фовые пространства.
На относительно хорошо изученных сейсморазведкой МОГТ 20 (см. рис. 1) и бурением (см. рис. 2) шельфах Арктики выявлены нефтегазоносные бассейны (НГБ) с высокими ресурсными показателями: Западно-Баренцевский, Восточно-Баренцевский, Тимано-Печорский, Южно-Карский, Енисей-Хатангский, Северо-Аляскинский, Бофорт-Мак-кензи, Свердрупский и Западно-Гренландский — Восточно-Канадский. В местах, где проводился не столь значительный объем геофизических работ и бурились единичные, не ставшие первооткрыватель-ницами скважины или бурение не велось вовсе, на основе сейсморазведки выделены потенциально нефтегазоносные бассейны (ПНГБ), близкие по геолого-геофизическим характеристикам уже открытым НГБ: Северо-Карский, Анабаро-Лаптев-ский, Новосибирско-Северо-Чукот-ский, Южно-Чукотский и Восточно-Гренландский.
На глубоководье, в переходной зоне континент — океан в Северном Ледовитом океане выделяются ПНГБ, расположенные в пределах кольца континентального склона, подножие которого в некоторых местах покрыто достаточно мощным фэно-вым комплексом (Грамберг И.С., Супруненко О.И. и др., 2003; [11]). Пересекающая Северный полюс территория подводных хребтов Альфа-Менделеева и Ломоносова с расположенными между ними впадинами Макарова-Подводников составляет единый самый малоизученный осадочный бассейн с неясными перспективами нефтегазоносности. Он представляет не только практиче-
ский, но и сугубо научный интерес, связанный с возможностью изучения на его примере особенностей процессов возможного образования, накопления и сохранения УВ в нестандартных условиях близкого нахождения континентальной, переходной и океанской коры. В глубоководную зону также попадает Чукотско-Нортвиндский бассейн.
Выделенные бассейны Арктики разграничены между собой крупными подводными и островными поднятиями, в осадочном разре-
зе которых отсутствуют кайнозойские и отчасти мезозойские отложения. Более древние части разреза на этих поднятиях и особенно их склонах могут сохранять УВ-потен-циал и представлять интерес в неф-тегазосносном отношении. Для некоторых наземных бассейнов (Ти-мано-Печорский, Западно-Сибирский, Северо-Аляскинский, Бофорт-Мак-кензи), продолжающихся в акваторию, в данной статье рассматривается только их арктическая часть в пределах полярного круга.
Рис. 3. ОСАДОЧНЫЕ БАССЕЙНЫ БАРЕНЦЕВО-КАРСКОГО СЕКТОРА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ (по Богоявленскому В.И. и ар., 1993; Larsen G.B. и ар., 2002; NPD и ар. [4, 6, 8])
I - конгломераты; 2 - песчаники; 3 - алевролиты; 4 - глины и аргиллиты; 5 - переслаивание песчаников, алевролитов и глин; 6 -известняки; 7 - рифовые известняки; 8 -глинистые известняки; 9 - мергели; 10 -кремнистые породы (опоки, диатомиты);
II - фосфатоносные породы; 12-доманикиты, баженовиты; 13 - угленосные породы; 14-соль; 15-гипс; 16-магматические тела базит-ультрабазитового состава; 17 - дислоцированные метаморфические и магматические породы; толши: 18 -нефтематеринские, 19 - нефтегазоматеринские; 20 - залежи: а - нефти, б - газа, в - конденсата
Широкое распространение осадочных бассейнов на шельфах Мирового океана дало основание В.Е.Хаину в 1970 г. считать континентальные окраины глобальными поясами нефтегазоносности. В Цир-кумарктическом поясе выделяются сектора, в которых сконцентрированы или могут быть сконцентрированы крупные УВ-ресурсы. Мощность осадочного заполнения, состав его литолого-стратиграфиче-ских подразделений с нефтемате-ринскими, нефтегазоматеринскими и коллекторскими толщами, распределение УВ-скоплений в бассейнах приводятся на примере двух наиболее изученных секторов Циркумполярного пояса — Баренцево-Карского и Северо-Американского.
Баренцево-Карский сектор нефтегазоносности
Этот сектор располагается к востоку от Гринвича, охватывая шельф и его континентальное обрамление. В составе сектора выделяются Западно-Баренцевский, Вос-точно-Баренцевский, Тимано-Пе-чорский, Южно-Карский и Енисей-Хатангский НГБ (рис. 3, см. рис. 2). Нижнепалеозойские мелководно-морские карбонатные и терригенно-карбонатные отложения древнего океана Япетус начинают разрез осадочного чехла материковой части Тимано-Печорского бассейна, локализуясь в Печоро-Колвинском и Денисовском рифтогенных прогибах. В дальнейшем, не позднее девона, осадконакопление охватило другие части Баренции, где континентальный рифтинг способствовал заложению и развитию трех осадочных бассейнов, расположившихся на окраинах Уральско-Новоземельской ветви Палеоазиатского океана.
В Западно-Баренцевском бассейне, находящемся на юге Сваль-бардской плиты, возникли Норд-капский и Хаммерфестский грабены с девон-палеогеновым заполнением, существенно сокращенным
на склонах, где в результате третичного аплифта отложения верхнего мела и палеогена были эродированы. Глубина поверхности фундамента в осевой части рифтоген-ного Нордкапского прогиба составляет 6-7 км, а Хаммерфестского — 13-16 км. Разрез карбона и перми представлен известняками, доломитами, кремнистыми известняками, спикулитами, красноцветами, гипсами и солями. В обоих грабенах с эвапоритами связаны проявления соляно-куполной тектоники. Эвапоритовый комплекс перекрывают аллювиально-озерные, редко мористые, терригенные угленосные толщи триаса — средней юры и морские глинистые отложения верхней юры.
Обогащенные ОВ глинистые формации юры, триаса и перми (Хеккинген, Фаглен, Нордмэла, Ту-бэн, Снэдд, Коббе, Свальбард) характеризуются повышенными содержаниями Сорг (в среднем 2-6 %) и значительным водородным индексом (HI = 300-600 мг УВ/г Сорг). Все они относятся к достаточно зрелым нефтегазоматеринским формациям с ОВ II/III типа и характерными для этого типа геохимическими показателями. Улучшенными нефтематеринскими качествами отличается формация верхней юры Хеккинген, но ее катагенетическая незрелость мало способствует реализации генерационного потенциала. Угленосные части разреза представляют газоматеринские толщи. Нефтегазовые месторождения Сно-вит (Snohvit), Голиат (Goliat) и Нуку-ла (Nucula), выявленные в юрских отложениях Хаммерфестского рифто-генного прогиба, являются продуктом смешанной генерации многих нефтегазоматеринских и газоматеринских толщ палеозой-мезозойского разреза (Ohm S.E. et al., 2008). В этом бассейне главная доказанная нефтегазоносность сосредоточена в триас-юрском комплексе, как и в Восточно-Баренцевском НГБ (Богоявленский В.И., 2011).
В Тимано-Печорском бассейне после накопления терригенных отложений нижнего — среднего ордовика и карбонатов верхнего ордовика — нижнего девона с граптоли-товыми сланцами завершилась скандская фаза каледонского цикла. Девонский рифтинг, активизировавший Печоро-Колвинский ав-лакоген и соседние структуры Ти-мано-Печорского бассейна, создал условия для заложения и развития Восточно-Баренцевского бассейна (Аплонов С.В. и др., 1996). Оба бассейна, расположенные на континентальных окраинах Уральско-Но-воземельской ветви Палеоазиатского океана, вступили в герцин-ский цикл с шельфовым накоплением терригенно-карбонатных отложений среднего девона — нижней перми. В глубоководных впадинах отлагались темноцветные глины, обогащенные планктоногенным ОВ. К карбонатным массивам этого комплекса приурочены рифовые постройки, в которых выявлен ряд месторождений УВ (Приразломное, Долгинское и др.).
После закрытия Уральско-Но-воземельского океанского пролива, завершившегося герцинским орогенезом, Восточно-Баренцев-ский бассейн испытал повторный более интенсивный рифтинг в перми — триасе (Грамберг И.С., 1997), о чем свидетельствует существенное увеличение мощности терри-генных отложений этого возраста (10-12 км) по сравнению с нижележащей терригенно-карбонатной толщей (3-4 км). Общая мощность осадочного заполнения бассейна достигает 18-22 км. Разрывы, осложняющие строение грабена, не распространяются выше триасовых отложений, но магматические тела основного состава периодически появляются в разрезе вплоть до нижнего мела включительно. Верхне-пермско-триасовый рифтогенный комплекс становится доминирующим в заполнении бассейна. Юр-ско-меловые терригенные отложе-
ния, накопившиеся в условиях впадин, имеют много общего с одно-возрастными образованиями чехла Западно-Сибирской плиты, продолжающейся в Южно-Карскую акваторию. Кайнозойский аплифт в Ба-ренцевском регионе это сходство разрушил.
В Восточно-Баренцевском бассейне выделяются крупные тектонические элементы: две впадины — Южно- и Северо-Баренцевская и разделяющая их Лудловско-Шток-мановская седловина. Склоны бассейна ограничены крупными положительными структурами, среди которых выделяются: на восточном борту Адмиралтейский вал, на западном — своды и поднятия Федын-ского, Центральной Банки, Година, Персея и др. На Лудловско-Шток-мановскую седловину приходятся самые значительные в Арктике открытия газа и газоконденсата, а расположенные на склонах бассейна поднятия рассматриваются как потенциально нефтегазоносные структуры.
Нефтегазоматеринские отложения диагностировались в осадочном заполнении Тимано-Печорско-го (суша и море), в меньшей степени Восточно-Баренцевского НГБ, а также на островах архипелагов Новая Земля, Франца-Иосифа и Шпицберген (Баженова Т.К. и др., 2008; Кирюхина Т.А. и др., 2006). По комплексу геохимических характеристик высококачественные нефтематеринские отложения выделяются в разрезе девона — нижнего карбона, в котором идентифицированы карбонатно-кремнисто-глинистые горизонты собственно доманика, доманикитов и субдома-никитов с ОВ I и II типов (Сорг составляет в среднем 4,95 %, Н1 варьирует от 200 до 550 мг УВ/г Сорг). Другие нефтегазоматеринские темноцветные горизонты, выявленные в карбонатном разрезе силура (ландовери, венлок) и в отложениях нижней перми, обладают более слабыми нефтематеринскими воз-
можностями. Глинистые пачки с прослоями угля, распространенные в разрезе среднего — верхнего триаса и нижней — средней юры, содержат ОВ II и III типов и больше относятся к газонефтематеринским отложениям. Киммериджские глины, обогащенные ОВ II типа, из-за высокого залегания и низкой катагенетической зрелости на большей части площади бассейна находятся выше нефтяного окна, попадая в его верхнюю часть только в центральной части Южно-Баренцевской впадины.
В относительно хорошо изученном наземном блоке Тимано-Печорского НГБ открыто около 250 УВ-месторождений, среди которых преобладают нефтяные, связанные преимущественно с девонскими и каменноугольно-нижнепермскими терригенно-карбонатными отложениями. Промышленная нефтеносность установлена также в толщах силура и ордовика (Верхневозей-ское, Среднеколвинское, Средне-макарихинское, Черпаюсское, Хо-солтинское и др.). Месторождения распространены на площади подавляющей части региональных структурных зон (Денисовский прогиб, Колвинский мегавал, Хорейвер-ская впадина, Варандей-Адзьвин-ская структурная зона), которые получили продолжение в Печоро-морском блоке. Здесь в средне- и верхнепалеозойских отложениях также выявлены нефтяные и газонефтяные месторождения, включая четыре крупных: Долгинское, При-разломное, Медынское-море и Се-веро-Гуляевское, а на Паханческой площади с глубины около 4,3 км получены непромышленные притоки нефти из отложений силура.
В расположенном на шельфе Восточно-Баренцевском НГБ открыты газоконденсатные и газовые месторождения с залежами в юрском и триасовом терригенных комплексах. Среди этих месторождений — уникальное Штокмановское (3,9 трлн м3 газа и 50 млн т конденсата), четыре крупных — Ледовое,
Лудловское, Лунинское и Мурманское, а также среднее — Севе-ро-Кильдинское, расположенное вблизи свода Федынского. Большие ожидания связываются с тер-ригенно-карбонатным комплексом верхнего палеозоя, доступного для бурения на своде Федынского и других крупных поднятий, оконту-ривающих Восточно-Баренцевский бассейн. Многочисленные находки нефте- и битумопроявлений на островах архипелагов Новая Земля и Земля Франца-Иосифа создают предпосылки для более детального изучения этих объектов и их склонов.
Южно-Карский бассейн является морским продолжением Западно-Сибирской эпигерцинской плиты. Его заложение связано с пермотриасовым рифтингом (Сурков В.С. и др., 1986), с которого, вплоть до позднего мела, Восточ-но-Баренцевский и Южно-Карский бассейны развивались по общему сценарию. Вулканогенно-осадоч-ные, терригенные и угленосные толщи триаса локализуются в Западно-Сибирской грабен-рифтовой системе и в продолжающем ее в Карское море Ушаковско-Урван-цевском грабен-рифте, протягивающемся от п-ова Ямал до окрестностей о-ва Ушакова (Верба М.Л. и др., 2011). Периодически возобновлявшееся "дыхание" рифтовой системы Западно-Сибирской плиты сказалось также на ее кайнозойской структуре, в которой выделились Колтогорско-Уренгойский мегаже-лоб (мощный очаг генерации УВ), крупные положительные структуры (зоны аккумуляции УВ) и разрывные нарушения — каналы миграции УВ (Конторович В.А., 2009). Не исключено, что подобные изменения структуры могли быть и в ЮжноКарской впадине.
Далее, в юрско-меловое время, происходило постепенное расширение площади, занятой осадочным чехлом, характеризующимся циклическим строением со сменяющими друг друга глинистыми и пес-
Рис. 4. КРОВЛЯ СЕНОМАНСКОГО КОМПЛЕКСА В РАЙОНЕ БОВАНЕНКОВСКОГО, КРУЗЕНШТЕРНСКОГО И ХАРАСАВЭЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
чано-алевролитовыми толщами (свитами или горизонтами). Среди глинистых горизонтов, обладающих нефтематеринскими и экранирующими свойствами, выделяются феноменальной обогащенностью планк-тоногенным ОВ (Сорг — в среднем 5,1 %, в прослоях до 30 %; Н1 — 200-590 мг УВ/г Сорг) битуминозные отложения баженовской свиты (титон — нижний берриас). Возможно, тогурская пачка (верхний тоар), отличающаяся в ряде районов Западно-Сибирской плиты хорошими нефтематеринскими свойствами, не утратила их в Южно-Карском бассейне. Глинистые горизонты угленосных и субугленосных отложений нижнего — среднего триаса, нижней — средней юры, готерива — баррема и апта относятся к нефте-газоматеринским и газоматеринским толщам. По материалам сейсморазведки мощность рифтогенного комплекса составляет более 2 км, а верхнего синеклизного — 7,5 км.
В пределах акватории ЮжноКарского бассейна открыты Ленинградское и Русановское газоконден-сатные многопластовые месторождения, приуроченные к одноименным брахиантиклинальным структурам, расположенным на морском продолжении Нурминского мегава-ла, секущего п-ов Ямал в северо-западном направлении. Все скважины остановлены в нижнем мелу на глубине 2373-2550 м, при этом наиболее глубокий забой имеет скв. Ру-сановская-1. Продуктивные горизонты обоих месторождений приурочены к сеноманскому и верхней части готерив-аптского песчаным коллекторам (марресалинская и танопчинская свиты). Максимальные абсолютно свободные дебиты газа достигли 1,5-1,9 млн м3/сут. Газ сухой, метановый, низкоазотный, бессернистый, низкогелиеносный.
На площадях акватории Обской и Тазовской губ в последнее 10-летие открыты четыре газокон-денсатных месторождения: Каменно-мысское-море, Северо-Каменномыс-
ское, Чугорьяхинское, Обское, также доказана газоносность морских продолжений Семаковского, Анти-паютинского, Тота-Яхинского и Юр-харовского месторождений, связанная с сеноманской, валанжинской и другими толщами. В результате работ прирост запасов газа достиг почти 1,5 трлн м3. Открытые месторождения располагаются вблизи хорошо развитой инфраструктуры Арктических районов Западной Сибири с крупнейшими газоконденсатными и нефтегазоконденсатными месторождениями (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Заполярное, Бованенков-ское, Харасавэйское, Крузенштерн-ское и др.). На Харасавэйском и Кру-зенштернском месторождениях, расположенных в северной части Нур-минского мегавала, на суше выявлено соответственно 22 и 11 залежей газа и газоконденсата с основными запасами в сеноман-альбских песчаниках (рис. 4). В 2011 г. ОАО "Газ-флот" подтверждено бурением морское продолжение Харасавэйского месторождения. Не вызывает сомнений и перспективность морской части Крузенштернского месторождения. Морские части этих месторождений позволят увеличить суммарные запасы с 3,3 до 4,5-5,0 трлн м3.
Благоприятные предпосылки для формирования нефтяных, неф-тегазоконденсатных и газовых залежей в юрско-неокомских отложениях существенно расширяют диапазон нефтегазоносности ЮжноКарского бассейна [3], который считается самым богатым по УВ-ре-сурсам среди прочих Арктических бассейнов России. Практически повсеместное проявление аномально высоких пластовых давлений сохраняет качество резервуаров и тормозит катагенетическую деструкцию УВ. Кроме того, на суше Ямала в ряде скважин в палеозойском комплексе отложений зафиксированы значительные нефтега-зопроявления и получены промышленные притоки газа и конденсата. В частности, в скв. 216 и 217 Ново-портовской площади дебиты газа достигали 582,0 и 496,6 тыс. м3/с (штуцеры соответственно 20 и 16 мм).
Енисей-Хатангский бассейн, расположенный на севере Сибирской платформы, возник на северо-восточном ответвлении Западно-Сибирской грабен-рифтовой системы (Сурков В.С. и др., 1968). Его мезозойское заполнение, также как в Западно-Сибирском бассейне, имеет крупноциклическое строение,
Рис. 5. ОСАДОЧНЫЕ БАССЕЙНЫ СЕВЕРО-АМЕРИКАНСКОГО СЕКТОРА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ (по материалам USGS, MMS, Alaska DNR, CGS и др.)
Усл. обозначения см. на рис. 3 -
создающее благоприятные для нефтегазонакопления региональные комплексы. Существенными отличиями этого бассейна являются более грубозернистый состав отложений и присутствие в них ОВ смешанной природы, относящегося преимущественно к III, иногда и II типам, генерирующим в основном газ и газоконденсат. Многозалежные месторождения приурочены к меловым, реже юрским резервуарам, расположенным в пределах Танамо-Малохетской, Рассо-хинской, Балохнинской и Таймыр-ско-Пясинской зон. В Южно-Карском и Енисей-Хатангском бассейнах основную нефтегазоносность определяет юрско-нижнемеловой комплекс.
Восточную часть Енисей-Хатанг-ского бассейна занимает Хатанг-ская седловина с проявлениями тяжелых смолистых и сернистых неф-тей, залегающих преимущественно в пермских отложениях и высачивающихся из естественных обнажений юрских пород п-ова Нордвик. По изотопному составу (513С = 28,5 %о) нордвикские нефти близки битумам Оленекского месторождения, находящегося на юго-западном склоне Анабаро-Лаптевского бассейна. Своеобразные сернистые соединения делают нефти малоустойчивыми, склонными к окислительной полимеризации и значительным вариациям состава (Полякова И.Д. и др., 1983).
Северо-Американский сектор нефтегазоносности
К западу от Гринвича в Циркумполярной Арктике расположен Северо-Американский сектор неф-тегазоносности с примыкающими к нему Чукотско-Бофортским шельфом и Канадским Арктическим архипелагом. В состав этого сектора входят достаточно хорошо изученные с оцененными запасами УВ Се-веро-Аляскинский, Бофорт-Мак-кензи и Свердруп НГБ (рис. 5). Тер-ригенно-карбонатные отложения
нижнего — среднего палеозоя, накопившиеся в благоприятных для нефтегазоносности фациях Франк-линского залива Палеопацифика, начинают разрез бассейнов Бо-форт-Маккензи и Свердруп. В этих отложениях присутствуют ордовик-силурийские граптолитовые сланцы и девонские глубоководные сланцы типа доманикитов и субдо-маникитов. Они близки по составу возрастным аналогам Тимано-Пе-чорского и, возможно, Восточно-Баренцевского бассейнов. В Севе-ро-Аляскинском бассейне франк-линский комплекс представлен дислоцированными магматическими и метаморфическими породами.
В позднедевонскую эпоху, соответствующую элсмирской фазе каледонского цикла, с некоторым опозданием завершилось развитие каледонид Западной Арктики. В конце девона и начале карбона широко проявился континентальный рифтогенез, стимулирующий дальнейшее развитие трех рассматриваемых бассейнов. В основании грабенов, в том числе и Хана, залегают глинистые сланцы Эндикотт (Еп^-сои). На этапе пассивного прогибания континентальной окраины с карбона по средний триас включительно происходило шельфовое накопление терригенно-карбонатных отложений элсмирского комплекса с группами Лисбёрн (ЫвЬигпе) и Седлерочит в бассейнах СевероАляскинском и Бофорт-Маккензи и формациями Хере Фьорд и Ван-Ха-вен в бассейне Свердруп. Герцин-ский орогенез здесь практически не проявился [5, 12].
В позднем триасе — неокоме сформировались рифтогенные структуры бофортского комплекса с глинистыми обогащенными ОВ сланцами Шублик, Кингак, Пеббл, Хью, Савик и Рингнес, которые по геохимическим характеристикам близки баженовитам или суббаже-новитам. В поздней юре — среднем мелу начались деструкция континентальной коры в Канадском бас-
сейне и формирование современного облика Северного Ледовитого океана. В качестве резонансного события в середине мела проявился позднекиммерийский (брукский) орогенез, и развитие трех бассейнов Северо-Американского сектора пошло по разным сценариям.
В Северо-Аляскинском бассейне элсмирские и бофортские образования с региональным несогласием были перекрыты синнадвиговым Колвиллским прогибом с мел-кайнозойскими терригенными отложениями брукского комплекса. Бассейн Бофорт-Маккензи, занимающий один из крупных депоцентров пассивной окраины, в кайнозое был заполнен дельтовым комплексом общей мощностью более 14 км. И только развитие бассейна Сверд-руп, на который мало повлияли преобразования в Канадском бассейне, продолжалось по прежней схеме. В его депоцентрах (собственно Свердруп, Сабина, Эллеф-Эдинбург и др.), вытянутых по простиранию палеорифта, продолжали накапливаться отложения триас-кайнозойского комплекса, главной составной частью которого является верхнетриасовая — нижнеюрская дельтовая толща Хейберг, мощность которой в центральной части бассейна составляет более 3 км. Ее подстилает морская формация Блю-Маунтин, в которой содержание Сорг достигает 5 %, а перекрывает верхнеюрская глинистая формация Рингнес, дополняющие нефтематеринские отложения собственно дельтовой толщи.
Практически во всех комплексах трех бассейнов выявлены неф-тематеринские, нефтегазоматерин-ские и коллекторские толщи.
Северо-Аляскинский бассейн. В отложениях элсмирского комплекса (верхний девон — пермь) способность к генерации УВ выявлена в глинистых сланцах группы Энди-котт, глинистых известняках группы Лисбёрн и глинах формации Кэвик группы Седлерочит. В группе Энди-
котт, залегающей на большой глубине (до 10 км и более), материнские отложения могли сохранить только газопроизводящую функцию. В этой группе песчаные коллекторы плотно сцементированы и характеризуются низкой проницаемостью, однако вблизи месторождения Прадхо-Бей (Prudhoe Bay) вскрыты разуплотненные песчаники, с которыми связано нефтегазовое месторождение Эндикотт (см. рис. 5). В верхней части разреза группы Лисбёрн выделяются продуктивные доломиты, к которым приурочено месторождение Лисбёрн. В группе Седлерочит залегают песчаники формации Ивишак (Мв11ак), представляющей руслово-дельто-вый комплекс, который является главным нефтегазовым резервуаром месторождений Прадхо-Бей, Норстар (Northstar), Сэнд-Пайпер (Sand-piper), Норс-Прадхо-Бей (North Prudhoe Bay), Ивишак и др.
В бофортском комплексе (триас — юра) распространены нефте-материнские сланцы формаций Шублик, Кингак и Пеббл, обладающие высокими генерационными способностями (Magoon L.B., 1994; Peters K.E. at al., 2006). Их ОВ относится к I, II/III типам, содержание Сорг составляет 2,35 (0,91-5,23) %, HI - 292 (81-491) мг УВ/г Сорг. Эти толщи послужили генерационным источником нефтяных залежей поднятия Барроу (Barrow). С коллек-торскими толщами бофортского комплекса связаны крупнейшие нефтяные и нефтегазовые месторождения Прадхо-Бей, Купарук-Ривер (Kuparuk River), Саут-Барроу (South Barrow), Поинт-Томсон (Pt. Thomson), Элпайн (Alpine), Поинт-Мак-Интур (Point McIntyre) и др. (см. рис. 5). Первые два месторождения содержат основную долю запасов нефти и газа Северного склона Аляски (81 и 75 %). Всего здесь открыто 78 в основном нефтяных месторождений, в том числе 22 месторождения в море Бофорта (включая переходную зону суша — море).
Самые крупные месторождения на море — Эндикотт (80 млн т нефти) и Поинт-Мак-Интур (83 млн т нефти и 17 млрд м3 газа). Суммарные запасы 22 морских месторождений равны 325 млн т жидких УВ и 190 млрд м3 газа. Основные залежи приурочены к песчаным отложениям триаса и мела. Добыча нефти на шельфе началась в 1987 г. на месторождении Эндикотт (оператор BP) и ведется в настоящее время на 9 месторождениях в основном с искусственных островов, а также наклонными и горизонтальными скважинами с берега.
В основании брукского комплекса (мел — кайнозой) залегают меловые нефтематеринские глины Хью, выше которых по разрезу располагаются газовые системы: нижнемеловая и верхнемеловые — кайнозойские. Формация Хью, в база-льной части которой залегает горизонт GRZ c повышенной радиоактивностью, соответствует дельтовой фации. Она обладает наилучшими нефтематеринскими качествами на поднятии Барроу вблизи Прадхо-Бей, где ОВ соответствует II и II/III типам, среднее содержание Сорг составляет 3,03 %, а HI — 174 мг УВ/г Сорг (Magoon L.B., 1994). В песчаниках Нэнушак, Колвилл и Са-гаваниркток выявлены многочисленные скопления УВ, из которых наиболее значительные Умиат (Umi-at), Вест-Сак (West Sak), Угну (Ugnu), Губик (Gubik) (см. рис. 5). Нефтяные и нефтегазовые месторождения сосредоточены преимущественно в элсмирском и бофор-тском комплексах (карбон — юра), газовые и газоконденсатные — в брукском комплексе (мел — кайнозой).
На шельфе Чукотского моря, примыкающего к Аляске, в 1988-1991 гг. пробурено пять поисковых скважин. При этом одна из них в готерив-барремских песчаниках формации Купарук на глубине 1695 м открыла самое крупное на шельфе Аляски месторождение
Бургер (Burger) с вероятными извлекаемыми ресурсами газа, оцениваемыми в 200-770 млрд м3, и конденсата — 54-190 млн т.
Бассейн Бофорт-Маккензи. Его нефтематеринские и нефтега-зоматеринские толщи, сложенные обогащенными ОВ морскими глинистыми сланцами, выделяются в юрско-нижнемеловом синрифто-вом, верхнемеловом синеклизном и кайнозойском дельтовом комплексах (Chen Z. et al., 2007). В этих сланцах содержания Сорг варьируют от 1,5 до 9,0 %, а ОВ относится ко II/III типам. Юрско-нижнемело-вые сланцы рассматриваются в качестве основного источника газа месторождений Парсонс Лейк (Parsons Lake) и Унак (Unak), верхнемеловые — в качестве источника нефтей, открытых в ряде скважин на п-ове Тактуяктак. Наилучшими способностями к нефтегазообразо-ванию обладают эоценовые формации Ричардс и Таглу, в меньшей степени — верхнепалеоцен-ниж-неэоценовая формация Аклак, с которыми связываются одноименные зоны нефтегазонакопления, также зоны Кугмаллит (Kugmallit) и Маккензи-Бей (Mackenzie Bay). Резервуарами являются песчаные каналы дельт и авандельт, также песчаники и турбидиты шельфа и склонов депоцентров. Среди ловушек преобладают структурные и лито-лого-стратиграфические формы, иногда связанные с соляными куполами. Залежи тяжелой нефти в нижнекаменноугольных и девонских известняках на восточной периферии бассейна предположительно связываются с верхнедевонскими сланцами Кенол.
Общие начальные извлекаемые запасы 32 месторождений шельфа равны: 153,0 млн т нефти в 22 месторождениях и 156,3 млрд м3 газа по 31 месторождению, что составляет 88,7 % нефтяных и 49,5 % газовых запасов всего НГБ. Потенциальные ресурсы бассейна составляют 1,4 млрд м3 нефти и более 1,8 трлн м3
газа. Кайнозойский дельтово-аван-дельтовый комплекс является доминирующим в бассейне.
Бассейн Свердруп. Основные нефтематеринские формации локализуются в нижне-среднепалеозой-ском и триас-кайнозойском нефтегазоносных комплексах [5]. Крупнейшие газовые месторождения Хекла (Hecla) и Дрейк-Поинт (Drake Point) и находящиеся под ними залежи тяжелой сернистой нефти, а также скопления битуминозных и асфальтовых песков обязаны своим происхождением нижне-среднепа-леозойским доманикитам и субдо-маникитам (граптолитовые сланцы Кейп-Филлипс и Ейдс). Присутствие этих месторождений и подобных по составу других УВ-скоплений в мезозойской части разреза обусловлено выносом жидких УВ мощным потоком газового элюента в верхние горизонты по причине ухудшения коллекторских свойств отложений на больших глубинах. Нефтяное месторождение Бент-Хорн (Bent-Horn), сохранившееся в небольшом резервуаре девонских био-гермов, является прямым подтверждением существования древних залежей (Meyerhoff A.A., 1982). Газонефтяные месторождения, залегающие в дельтовой толще Хейберг и являющиеся ее производными, в большинстве своем относятся к категории мелких и средних (Waylett D.C., Embry A.F., 1992). Газ этих месторождений отличается жирностью и повышенной концентрацией тяжелого изотопа углерода (ö13C = 30,0-35,7 %0), а нефть в оторочках обычно легкая и парафинистая, что в значительной степени обусловлено резинитовым составом ОВ, продукта высшей растительности, распространенного в дельтовых отложениях.
В НГБ Свердруп открыто 17 преимущественно (91 %) газовых месторождений, из которых 13 — на шельфе. Извлекаемые запасы морских месторождений составляют 45 млн т нефти (в 8 месторождениях) и 301 млрд м3 газа (в 12 месторождениях).
Сектора потенциальной нефтегазоносности
Между относительно хорошо изученными секторами Циркумполярного пояса нефтегазоносности располагаются осадочные бассейны, о строении которых на основе анализа карт локальных аномалий гравитационного и магнитного полей и немногочисленных данных сейсмопрофилирования сложилось общее впечатление, не подкрепленное данными бурения. Потенциальные возможности генерации, аккумуляции и консервации УВ-скопле-ний предполагаются здесь по аналогии с известными НГБ, занимающими близкую тектоническую позицию на континентальных окраинах Северного Ледовитого и других океанов.
ПНГБ, расположенные к востоку от Гринвича на шельфе морей Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского, входят в состав крупного сектора потенциальной нефтегазоносности (см. рис. 2). Данные ПНГБ прошли в фанерозое сложное многостадийное развитие, о характере которого можно судить, исходя из особенностей геологического строения материкового и островного обрамления, а также на основании выявленной этап-ности формирования структур Арктики. Здесь, как в бассейнах Североамериканского сектора, не проявился герцинский орогенез. С позднего карбона по средний триас на эту территорию распространялась Алазейско-Южно-Анюйская ветвь Палеопацифика с шельфовым терригенно-карбонатным осадкона-коплением. Закрытие этой ветви завершилось оформлением коллизионной сутуры, вдоль которой в условиях компрессии образовалась Новосибирско-Чукотско-Бруксов-ская орогенная система, разделившая осадочные бассейны на шельфе Восточно-Арктических морей (Хаин В.Е. и др., 2011; [13, 14]). Эти бассейны стали приобретать со-
временный вид, когда, начиная с поздней юры, зародился Канадский бассейн Северного Ледовитого океана и в позднем мелу — кайнозое произошло общее погружение шельфов с возникновением в их пределах рифтогенных и сдви-гораздвиговых бассейнов. Тогда же, вследствие отодвигания Аркти-ды от обособившейся Чукотско-Аляскинской микроплиты, сократилась площадь шельфа бассейнов Северо-Аляскинского и Бофорт-Маккензи. Формирование в кайнозое Евразийской океанской впадины оказало самое существенное влияние на структуру, ставшую по-лирифтовой, и уменьшение площади Лаптевского бассейна, превратившегося к тому времени в торцевую зону по отношению к срединному хребту Гаккеля.
Рифтогенные ПНГБ, расположенные на шельфах Восточно-Арктических морей, имеют дифференцированную структуру со сдвиговыми компонентами и характеризуются большими мощностями осадочного чехла (до 8-19 км). В большинстве случаев нефтегазоносность этих ПНГБ может быть приурочена к резервуарам позднемезозой-кай-нозойского комплекса. Сдвиги северо-западной и северо-восточной ориентировок, проявившиеся в новейшее время, могли улучшить качество коллекторов. В местах неглубокого залегания домеловых отложений газоносными могут оказаться древние рифтогенные структуры, стратиграфически эквивалентные двум уровням: позднедевон-раннекаменноугольному (аналог тер-ригенной группы Эндикотт грабена Хана) и триас-неокомскому (аналог мощных глинисто-сланцевых и тур-бидитовых комплексов грабена Бофорт и др.) Северо-Аляскинского бассейна. Перспективы могут быть связаны также с каменноугольно-среднетриасовыми шельфовыми карбонатными и глинисто-карбонатными отложениями (аналог элсмир-ского комплекса) [9].
Рис. 6. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ (А) И ГАЗА (Б) НА ШЕЛЬФЕ АРКТИКИ, %
Бассейны: 1 - Западно-Баренцевский, 2 - Восточно-Баренцевский, 3 - ЮжноКарский, 4 - Свердруп, 5 - Северо-Аляскинский, 6 - Бофорт-Маккензи
В отложениях надвигового фронта Новосибирско-Чукотско-Брук-совской орогенной системы, разделяющей осадочные бассейны Восточно-Сибирского и Чукотского морей, возможны открытия УВ-скопле-ний, подобных тем, которые известны в Колвиллском прогибе. В фазовом составе нафтидов позднемезо-зой-кайнозойских бассейнов, вероятно, преобладает УВ-газ, в меньшей степени могут быть представлены нефти и битумы.
В высоких широтах существует еще один Северо-Атлантический сектор нефтегазоносности, но он принадлежит структурам Северной Атлантики, отделенным от Арктики Шпицбергенским трансформным разломом [10]. К данному сектору приурочены НГБ Североморский, Западно-Норвежский, Новошотландский, Жанны д'Арк и ПНГБ Восточно-Гренландской окраины. В самой северной части этого сектора, ограниченной полярным кругом, расположены Западно-Норвежский и Восточно-Гренландский бассейны. В их основании находятся континентальные рифты, форми-
рование бассейнов началось в карбоне, но основной период их развития пришелся на поздний мезозой — нижний палеоген, когда формировался континентальный склон Северной Атлантики.
В структуре Западно-Норвежского НГБ выделяется широкое (около 200 км) краевое плато Вёринг, во внутренней части которого находятся рифтогенные впадины Вёринг и Мёре. Их окружают возвышенности, служившие дополнительным источником сноса при формировании глубоководных фэ-нововых систем, каньоны и каналы которых заполнены разновозрастными песчаными отложениями, образующими резервуары хорошего качества (Fugelly E.M.G., Olsen T.R., 2005). С ними связан ряд месторождений, включая крупное газовое месторождение Ормен-Ланге (Ormen Lange) с извлекаемыми запасами газа 301 млрд м3 [NPD, 2011]. Очень вероятно, что бассейны кольца континентального склона Арктики окажутся не менее перспективным в нефтегазоносном отношении.
Запасы и добыча нефти и газа в НГБ шельфа
В результате анализа извлекаемых запасов шельфа пяти стран Циркумарктического региона построены круговые диаграммы (рис. 6) [2]. При этом не учитывались предварительно оцененные запасы месторождений в Чукотском море (США) и на шельфе Гренландии (Дания), не вносящие кардинальных изменений в диаграммы. Российские акватории Западной Арктики содержат 43,1 % запасов жидких УВ и 91,3 % запасов газа всего шельфа Арктики.
Несмотря на то, что все арктические моря России недоизучены, здесь выявлены наибольшие запасы нефти и газа (Баренцево и Карское моря). Это позволяет утверждать, что именно в российских морях возможны наибольший прирост запасов и открытие многих новых крупных месторождений в широком стратиграфическом диапазоне отложений.
В настоящее время ведется добыча только на 11 морских арктических месторождениях: в США на Северном Склоне Аляски в море Бофорта (9), в норвежском секторе Баренцева моря — Сновит (Snohvit), в Карском море в Тазов-ской губе — Юрхаровское [2]. Из них самым крупным по извлекаемым запасам УВ является российское месторождение (460 млрд м3 газа и 23 млн т конденсата по классификации SEC), разработка которого началась в 2003 г. с использованием самых инновационных технологий. По данным авторов статьи, в 2010 г. добыча УВ Юрхаров-ского месторождения (в пересчете на условное топливо) превысила суммарную добычу других 10 морских арктических месторождений почти на 30 %. Кроме того, необходимо учитывать, что почти весь попутный газ морских месторождений Северного Склона Аляски
заканчивается обратно в резервуары и итоговая (полезная) добыча ограничивается жидкими УВ. Поэтому добыча УВ Юрхаровского месторождения превысила суммарную полезную добычу на всех других месторождениях арктического шельфа в 2005 г. и является прогрессивно лидирующей. В связи с этим утверждения, что Россия отстает с освоением морских месторождений Арктики, не имеют серьезных оснований.
Заключение
Огромные УВ-ресурсы Циркум-арктического сегмента Земли сосредоточены в наземных, шельфо-вых и склоновых осадочных бассейнах, которые составляют широкий пояс нефтегазоносности. В его пределах выделяются сектора, особенности строения, формационный состав и УВ-потенциал которых предопределены сложной историей развития, проявившейся с отдельными вариациями в различных регионах. Наиболее интересными в нефтегазоносном отношении стали те бассейны, которые характеризуются высокой степенью унаследованного развития, обусловившей большие мощности осадочного заполнения, присутствие одного или нескольких определяющих УВ-по-тенциал осадочных комплексов с качественными нефте-, нефтегазо-материнскими и коллекторскими толщами, а также благоприятным для нефтегазонакопления структурным фоном. К ним относятся нефтегазоносные бассейны Арктики — Восточно-Баренцевский, Южно-Карский, Северо-Аляскинский, Сверд-рупский и др.
Однако существующие вариации в истории развития приводили к тому, что некоторые этапы на территории Арктики не всегда протекали синхронно, иногда и вовсе выпадали в ее отдельных частях. На-
пример, герцинский этап играл исключительно важную роль только в Баренцево-Карском секторе, тогда как в Восточно-Арктических морях такая роль принадлежала поздне-киммерийскому и современному этапам. Соответственно в этих секторах наиболее значительные в нефтегазоносном отношении комплексы имели разный возраст: в первом — палеозойский (ордовик — нижняя пермь) и мезозойский (триас — нижний мел), во втором — позднемезозой-кайнозойский. Нередко это было связано с направлением спрединговых процессов в древних и современных океанах, ответвления которых с разной скоростью распространялись на территорию Арктики.
Многие российские специалисты (И.С.Грамберг, Н.П.Лаверов, А.Н.Дмитриевский, А.Э.Конторо-вич, В.П.Гаврилов, О.И.Супрунен-ко, Я.П.Маловицкий, Б.В.Сенин, К.А.Долгунов, Ю.Н.Григоренко и др.) оценили Арктический супербассейн как УВ-резервуар планетарного масштаба, содержащий уникальные и крупные месторождения нефти и газа, уже открытые и которые еще предстоит открыть. Авторы статьи согласны с этой оценкой и хотят отметить важность активизации геолого-геофизических исследований. Однако представляется нецелесообразным ускоренное освоение нефтегазовых ресурсов арктических морей России по причинам несовершенства современных морских добывающих технологий в крайне сложных условиях акваторий Арктики и наличия значительных запасов и ресурсов УВ в более доступных регионах. То, что мы изучаем и открываем сейчас, должно дождаться своего часа, чтобы сохраниться в качестве подарка будущим поколениям, который они смогут использовать с меньшими потерями, применяя проверенные временем новые инженерно-технические решения.
Литература
1. Богоявленский В.И. Изученность и перспективы нефтегазоносно-сти российской и норвежской акваторий Баренцева моря // Арктика: экология и экономика. — 2011. — № 2.
2. Богоявленский В.И. Поиск, разведка и освоение месторождений нефти и газа на шельфе Арктики / В.И.Богоявленский, И.В.Богоявленский // Бурение и нефть. — 2011. — № 07-08.
3. Богоявленский В.И. Перспективы открытия крупных месторождений нефти и газа в Южно-Карском регионе / Богоявленский В.И., И.Д.Полякова // Бурение и нефть. — 2011. — № 1.
4. Гаврилов В.П. Биостратиграфия и литофации нефтегазоносных отложений Баренцево-Карского региона / В.П.Гаврилов, Н.Б.Гибшман, С.М.Карнаухов и др. — М.: ООО "Издательский дом Недра", 2010.
5. Григоренко Ю.Н. Зоны нефте-газонакопления окраин континентов / Под ред. Ю.Н.Григоренко, И.М.Мирчин-ка. — М.: ООО "Геоинформцентр", 2002.
6. Клещев К.А. Геодинамическая эволюция и перспективы нефтегазонос-ности Арктики / К.А.Клещев, В.С.Шеин. - М.: Изд-во ВНИГНИ, 2008.
7. Лаверов Н.П. Фундаментальные аспекты освоения нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа России / Н.П.Лаверов, А.Н.Дмитриевский, В.И.Богоявленский // Арктика: экология и экономика. — 2011. — № 1.
8. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 3. Енисей-Хатан-гский бассейн / Гл. ред. А.Э.Конторо-вич. — Новосибирск, 1994.
9. Полякова И.Д. Перспективные нефтегазоносные бассейны шельфа Чукотского и Восточно-Сибирского морей / Фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа и развития нефтегазового комплекса России. — М.: Изд-во ГЕОС, 2007.
10. Хаин В.Е. Тектоника континентов и океанов (год 2000). — М.: Науч. мир, 2001.
11. Хаин В.Е. Нефтегазоносность глубоководных и ультраглубоководных зон континентальных окраин / В.Е.Хаин, И.Д.Полякова // Литология и полезные ископаемые. — 2004. — № 6.
12. Хаин В.Е. Глубоководная окраина Восточной Арктики — перспективный объект для поисков нефти и
GEOLOGICAL AND GEOPHYSICAL STUDIES OF OIL AND GAS POTENTIAL OF OFFSHORE AREAS OF CIRCUMARCTIC SEGMENT OF THE EARTH
Bogoyavlensky V.I. (Oil and Gas Research Institute of RAN), Polyakova I.D. (Geological Institute of RAN), Budagova T.A., Bogoyavlensky IV, Danilina A.N. (Oil and Gas Research Institute of RAN)
The article analyzes level and presents maps of studied offshore areas of Arctic by CDP seismic exploration and drilling. It is considered a geological evolution history of oil and gas and potentially oil and gas basins of Circumarctic segment of the Earth (Eastern Barents, South Kara, North Alaska, Beaufort-Mackenzie, Sverdrup etc.). Stratigraphic distribution and characteristics of the principal oil and gas source sequences and reservoirs of the Arctic region are given. It was done a correlation of oil and gas reserves for the Arctic shelf countries that shows a leading place of Russia.
Key words: Circumarctic segment of the Earth; Arctic; shelf; Arctic Ocean; CDP seismic exploration; drilling; oil and gas basins; oil and gas reserves.
газа / В.Е.Хаин, И.Д.Полякова // Докл. РАН. — 2006. — Т. 410. — № 2.
13. Хаин В.Е. Тектоника и нефте-газоносность Восточной Арктики / В.Е.Хаин, И.Д.Полякова, Н.И.Филатова //
Геология и геофизика. — 2009. — Т. 50. — № 4.
14. Хаин В.Е. Тектоника, геодинамика и перспективы нефтегазоносности Восточно-Арктических морей и их кон-
тинентального обрамления / В.Е.Хаин, Н.И.Филатова, И.Д.Полякова. — М.: Наука, 2009.
© Коллектив авторов, 2011
Василий Игоревич Богоявленский.
заместитель директора. доктор технических наук.
Инна Ланиловна Полякова. главный научный сотрудник. доктор геолого-минералогических наук.
Татьяна Александровна Будагова. старший научный сотрудник. кандидат технических наук, [email protected];
Игорь Васильевич Богоявленский, инженер-исследователь.
Альбина Николаевна Ланилина.
инженер, [email protected].
Памяти Ольги Леонидовны Нечаевой
27 октября 2011 г. скончалась Ольга Леонидовна Нечаева — главный научный сотрудник ФГУП ВНИГНИ, доктор геолого-минералогических наук, опытнейший специалист в области геохимии нефти и газа.
Вся трудовая и творческая жизнь Ольги Леонидовны была связана с ФГУП ВНИГНИ. Она начала работать в этом институте в 1960 г., сразу после окончания Московского института нефтехимической и газовой промышленности им. И.М.Губкина, по специальности геология и разведка нефтяных и газовых месторождений. В 1969 г. Ольга Леонидовна защитила кандидатскую диссертацию, а в 1994 г. — докторскую.
Во ВНИГНИ О.Л.Нечаева в течение многих лет руководила исследованиями по разработке методов прогноза фазового состояния залежей, состава нефтей, конденсатов и газов.
Ольга Леонидовна Нечаева внесла большой вклад в изучение нефтегазоносности различных регионов России. В качестве консультанта-геохимика она участвовала в оценке перспектив нефтегазоносности Пермского бассейна Польши, за что ей было присвоено звание заслуженный геолог Польской Народной Республики.
В последние годы О.Л.Нечаева проводила геохимические исследования по оценке нефтематеринских свойств пород, прогнозу состава нефтей, конденсатов и фазового состояния залежей в акваториях Каспийского, Азовского и Черного морей.
О.Л.Нечаева является автором более 100 публикаций.
Ольга Леонидовна была членом Ученого совета ВНИГНИ, членом Диссертационного совета и членом секции Методических проблем геологоразведочных работ на нефть и газ.
В течение плодотворной и многолетней научной деятельности Ольга Леонидовна Нечаева неоднократно награждалась почетными грамотами Министерства геологии СССР и Министерства природных ресурсов РФ. Она была награждена знаком «Отличник разведки недр».
Ольга Леонидовна Нечаева была честным, справедливым и очень доброжелательным человеком, твердым и принципиальным научным руководителем, верным и надежным другом, исключительно приятным в общении человеком.
Уход Ольги Леонидовны — огромная потеря для её коллег и друзей.
Редколлегия и редакция журнала «Геология нефти и газа»
