CC BY
139
УДК 553.98
ПАИТОТЕКТОНИЧЕСКОЕ И НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ ЗАПАДНОЙ АРКТИКИ И СОПРЕДЕЛЬНЫХ РЕГИОНОВ
В.С.Шеин, А.В.Алференок, С.Л.Каламкаров, А.А.Книппер (ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт»), В.А.Шеин (ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГаз»)
Рассмотрены геодинамическая эволюция, плитотектоническое, нефтегазогеологическое районирование Западной Арктики и сопредельных регионов, выделены бассейны разных типов и оценены перспективы нефтегазоносности в их пределах. На карте районирования отображены глубинные плитотектонические структуры: палеоконтиненты (Сибирский, Восточно-Европейский), палеомезоконтиненты (Баренция, Западная Сибирь, Арктида), орогены столкновения, швы столкновения плит, трансформные разломы. Палеомезоконтиненты состоят из палеомикроконтинентов. Баренция включает Свальбарский и Печорский палео-микроконтиненты, Западная Сибирь — Ханты-Мансийский, Нядояхский, Арктида раздроблена на Карский, Новосибирский, Чукотский, Альфа-Менделеева, Ермакский, Ломоносовский палеомикроконтиненты. Палеомикроконтиненты обрамляются Ново-земельским, Центрально-Таймырским и другими орогенами и швами столкновения плит. В свою очередь упомянутые глубинные структуры осложнены рифтами, надрифтовыми депрессиями, прогибами, пассивными континентальными палеоокраинами и другими структурами осадочного чехла.
На карте нефтегазогеологического районирования выделены бассейны различных типов: а — континентальных рифтов и надрифтовых депрессий, прогибов; б — пассивных континентальных палеоокраин; в — орогенов столкновения плит; г — океанических рифтов. Наиболее перспективны среди них бассейны континентальных рифтов и надрифтовых депрессий, пассивных континентальных палеоокраин и предорогенных прогибов.
Ключевые слова: бассейны; палеоконтиненты; пассивные палеоокраины; перспективы нефтегазоносности; поднятия; прогибы; рифты.
Принципы тектонического и нефтегазогеологического районирования, построения литолого-фациаль-ных, палеогеографических, формационных карт, карт седиментологического моделирования осадочных комплексов и других требуют значительной корректировки с учетом использования тектоники плит. Новая геологическая парадигма позволяет более глубоко раскрыть тектонику нефтегазоносного региона. На плитотектони-ческих картах можно отображать глубинные структуры (палеоконтиненты, палеомикроконтиненты, поглощенные океаны, маркируемые швами столкновения плит, островные дуги и др.). Одновременно на тектонических картах нового поколения можно показывать структурные формы осадочного чехла (надрифтовые депрессии, антеклизы, впадины, поднятия, прогибы и др.). На этих картах видно, в пределах какой глубинной плито-тектонической единицы образовались впадина, поднятие, прогиб, антиформа и др. Формационные карты позволяют установить связь между закономерностями осадконакопления и тектоническими режимами территорий, выявлять особенности размещения коллекторов
и флюидоупоров, масштабы размыва и переотложения пород, выявлять очаги генерации УВ и др. Такие карты, схемы, профили составлены для ряда регионов России, например для Восточно-Европейской, Сибирской платформ, Арктики ([1-9, 11] и др.) и других регионов ([10] и др.). Они позволили уточнить перспективы нефтегазоносности, выделить перспективные участки для лицензирования ([6-9, 11, 12] и др.).
Основой для составления плитотектонических карт являются палеогеодинамические реконструкции. С их помощью выделяют главные плитотектонические структуры (палеоконтиненты, палеоокеаны, палеомикроконтиненты, островные дуги, орогены столкновения плит), а в их пределах — палеорифты (континентальные, океанические), пассивные, активные континентальные палеоокраины, трансформные разломы, крупные сдвиги, зоны шарьяжных перекрытий и др. Целесообразно отображать на картах обрамления палеокон-тинентов, палеомикроконтинентов и их тектоническую природу, например орогены столкновения бывают разного типа: межплитного и внутриплитного.
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 1. ЭТАПЫ ФОРМИРОВАНИЯ ПЛИТОТЕКТОНИЧЕСКИХ СТРУКТУР АРКТИЧЕСКОГО РЕГИОНА И СОПРЕДЕЛЬНЫХ РЕГИОНОВ В РИФЕЙ-КАЙНОЗОЙСКОЕ ВРЕМЯ
1 - Рифей-раннекембрийский этап эволюции
ФОРМИРОВАНИЕ РИФТОВ, НАЧАЛО РАСПАДА РОДИНИИ
W
ВОСТОЧНО-ЕВРОПЕЙСКИИ КОНТИНЕНТ (ВЕК,
энти
РАСПАДА РОДИНИИ
та—z-W
сибирский континект
ML
РАСКРЫТИЕ ДОУРАЛЬСКОГО И ПАЛЕОАЗИАТСКОГО ОКЕАНОВ, ОТТОРЖЕНИЕ МАЛЫХ ПЛИТ ФОРМИРОВАНИЕ ПАССИВНЫХ ОКРАИН (ПО) И ОСТРОВНЫХ ДУГ (ОД) ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ ПО СИСТЕМА МАЛЫХ ПЛИТ £ ЕНИСЕЙСКАЯ ПО
\RFV21
ск
"W
RF2-3
СХОЖДЕНИЕ МАЛЫХ ПЛИТ, ОБРАЗОВАНИЕ ЕНИСЕЙСКОГО ОРОГЕНА СТОЛКНОВЕНИЯ (ОС) ПРОЛИВЫ ОКЕАНОё
1_, ДОУРАЛЬСКОГО ПАЛЕОАЗИАТСКОГО,-. ,
ЕНИСЕИСКИИ ОС
ск
БАРВД08АНИЕ ВАРЕНМЕВСКОГО ПАЛЕОКОНТИНЕНТА(ПК) ~ i --©-&
СК
ПРИСОЕДИНЕНИЕ БАРЕНЦЕВСКОГО ПК К ВЕК, ОБРАЗОВАНИЕ ТИМАНСКОГО ГГ7-ЯГ1 _ И ЯМАЛЬСКОГО ОС, ФОРМИРОВАНИЕ ПАНГЕИ
|V-Cll ТЙМАНСКИИ ОС ЯМАЛЬСКИИ ОС
ВЕК
БАРЕНЦИЯ
Ж
■W
ск
W
II - Среднекембрий-раннедевонский этап эволюции
ГРЕНЛАН^^А30ВАН^°^Атата И ДОУРАЛЬ^КОГ^^ОТТ^РЖЕНИЕ МАЛЫХ^ЛИТ ОТ СК
ОКЕАН
ВЕК
СК
СЕВЕРО-АМЕРИКАНСКИЙ КОНТИНЕНТ (САК)
1Ж1
ОБРАЗОВАНИЕ АРКТИДЫ, ЗАКРЫТИЕ ДОУРАЛБСКОГО ОКЕАНА
ПАЙХОИСКИИ ОС
ЯПЕТУС
САК
ЙХОИСКИИ ОС
СК
РАСШИРЕНИЕ ОКЕАНА ЯПЕТУС, ФОРМИРОВАНИЕ ПО, РИШОВ -. СКАНДИНАВСКАЯ НОВОЗЕМЕЛЬСКИИ ТАЙЮБ1РСКИИ
ЯПЕТУС ....... PHfti;^,^^^^,^ ЯПЕТУС РМФТ
СК
ФОРМИРОВАНИЕ ПО, ВЕК, СТОЛКНОВЕНИЕ САК И ВЕК (Б), ОБРАЗОВАНИЕ ЕВРОАМЕРИКИ, ГРЕНЛАНДСКОЙ И СКАНДИНАВСКОЙ (3) ПО. АРКТИДЫ И СК —СКАНДИНАВСКИЙ ОС
НОВОЗЕМЕЛЬСКАЯ ЛО__,„„„„.
......ИИМ^, ЯПЕТУС ^дщццду_УРАЛЬСКИМ ОКЕАН
АМЕР\ [^^^М^АРКТИДА1^^^^^^^^^™
ЕВРО
III - Среднедевон-триасовыи этап эволюции
СТОЛКНОВЕНИЕ КОНТИНЕНТОВ ЕВРОАМЕРИКИ И АРКТИДЫ, ОБРАЗОВАНИЕ ЭЛСМИРСКОГО ОС, РАЗВИТИЕ ПЕЧОРСКОГО И ТИМАНСКОГО РИФТОВ
-г—1 ТАЙМЫРСКИЙ ПЕЧОРСКИЙ ЭЛСМИРСКИЙ ОС
I иг9У-ц2тг I РИФТ ч ¿>ИФТ w АРКТИДА
Х---УРАЛЬСКИМ ОКЕАН
ЕВРОАМЕРИКА
W
СК
Рз^т-Сг,
ЕВРОАМЕРИКА
ФОРМИРОВАНИЕ ПАССИВНОЙ АРКТИЧЕСКОЙ КОНТИНЕНТАЛЬНОЙ ОКРАИНЫ
УРАЛЬСКИЙ
^Ш^ШШШЯ——^ А ОКЕАН
АРКТИДА
А
i^I
г?
СК
IC.-P,
ЗАКРЫТИЕ УРАЛЬСКОГО ОКЕАНА. ОБРАЗОВАНИЕ АН1^Й£КОГО ОКЕАНА
АНЮЙСКИЙМИКТОКОнтиНЕНТ(КМК)АН^ЙСКИЙ
ЕВРОАМЕРИКА
АРКТИДА
а б
Bi
а б
а о в 3 а б
П 4
Ш
ЗАКРЫТИЕ ЧАСТИ АНЮЙСКОГО ОКЕАНА, ОБРАЗОВАНИЕ НОВОЗЕМЕЛЬСКОГО ОС И НАЧАЛО РАСКОЛА ЛАВРАЗИИ ПО СИСТЕМЕ РИФТОВ
6АРЕНЦЕВОМОРСКИЙ ОС ----------------^ ™ФТ
ЛАВРАЗИЯ
IV - Юрско-раннемеловой этап эволюции
,„TnnBli , МИКРОКОНТИНЕЙТ КОТЛОВИНА П0М0Н0С01 АМЕРАЗИЙСКИЙ БАССЕЙН А.......МАКАРОВА ^„.f^wnuL
EBPOAMEPV
МИКРОКОНТИНЕНТ АЛЬФА-МЕНДЕЛЕЕВА
V - Поз дне мел-кайнозой с кий этап эволюции
ГРЕНЛАНДСКИИ БАССЕЙН ГРЕНЛАНДИЯ
. РАСКРЫТИЕ ЕВРАЗИИСКОГО И ГРЕНЛАНДСКОГО БАССЕЙНОВ .
ТАИМЫРСКИИ ОС
а 6
[НЕИЗэ
ЕВРАЗИЙСКИЙ БАССЕЙН
ЛАВРА
10
И-
Этапы формирования плитотектонических структур: I - рифей-раннекембрийский, II - среднекембрий-раннедевонский, Ш -среднедевон-триасовый, IV - юрско-раннемеловой, V - позднемел-кайнозойский; 1 - части литосферных плит: а - континентальная, б- океаническая; 2- границы плит: а - расхождения, б- схождения; 3- плитотектонические структуры: а - внутри-континентальный рифт, б-окраинно-континентальный рифт, в - рифт, претерпевший инверсию, г- надрифтовая депрессия; 4 - пассивная континентальная окраина: а - шельф, б-континентальный склон и подножие; 5- ороген столкновения плит; 6- направление движения плит; 7- островная дуга; 8-глубинные разломы: а - швы столкновения плит, б-прочие; 9-риф-товые отложения: а - осадочные, б- вулканогенные; 10- молассовые отложения краевых прогибов; ВЕК - Восточно-Евро-пейский континент, ОД - островные дуги, ОС - ороген столкновения, ПК - палеоконтинент, ПО - пассивная палеоокраина, САК - Северо-Американский континент, СК - Сибирский континент
Для нефтегазоносных бассейнов (НГБ) важно отобразить: а — структуру осадочного чехла, б — типы, строение и глубину залегания «фундамента»*, что сделать на одной карте сложно: она будет загружена и плохо читаема. В этой связи авторы статьи рекомендуют составлять три карты: 1 — плитотектонического районирования, на которой будут показаны глубинные плитотектонические структуры (палеоконтиненты, палео-микроконтиненты, пассивные, активные континентальные окраины и др.); 2 — структурно-тектонического районирования осадочного чехла, на которой необходимо показать структуры осадочного чехла (поднятия, впадины, прогибы, валы и др.); 3 — «фундамента», на которой следует отобразить информацию о распространении, возрасте тектонических комплексов, залегающих под осадочным чехлом, и глубине их залегания. Эти карты будут служить основой для нефтегазогеоло-гического районирования, определения региональных критериев оценки перспектив нефтегазоносности. По этому алгоритму охарактеризовано строение Западной Арктики и сопредельных регионов.
Для составления плитотектонического районирования Западной Арктики использованы результаты: 1 — сейсморазведки; 2 — гравиразведки; 3 — магниторазведки; 4 — геологические карты третьего поколения масштаба 1:1 ООО ООО; 5 — геологическая карта России и прилегающих акваторий под редакцией О.В.Петрова масштаба 1:2 500 ООО ООО, а также отчеты и многочисленные публикации ([1-20] и др.). Перечисленные материалы позволили провести палеогеодинамические реконструкции плит, выделить как глубинные структуры, так и основные структуры осадочного чехла, рассмотреть геодинамическую эволюцию региона, осуществить плитотектоническое и нефтегазогеологическое районирование.
Палеогеодинамические реконструкции плит Арктики и сопредельных регионов
Тектоническая эволюция региона освещалась во многих работах, в том числе А.П.Афанасенкова, В.А.Басова, М.Л.Вербы, И.Ю.Винокурова, И.С.Грамбер-га, А.Э.Конторовича, К.Н.Кравченко, Б.И.Кима, Е.А.Ко-раго, Д.В.Лазуркина, Ю.Е.Погребицкого, Б.В.Сенина, В.А.Скоробогатова, О.И.Супруненко, В.С.Суркова, Н.Н.Урванцева, В.И.Устрицкого, Ю.Ф.Федоровского, Н.С.Шатского и др.
С позиций теории тектоники литосферных плит эта проблема рассматривалась в работах С.В.Аплонова, Д.А.Астафьева, Н.А.Богданова, В.Е.Вержбицкого, В.А.Верниковского, В.П.Гаврилова, С.С.Драчева,
A.В.Егоркина, Л.П.Зоненшайна, Л.М. Карасика, К.А.Клещева, Л.С.Костюченко, Н.П.Лаверова, Л.И.Лоб-ковского, Н.А.Малышева, А.М.Никишина, Л.А.Савости-на, А. В. Сту паковой, В.В.Харахинова, В.А.Шеина,
B.С.Шеина, Э.В.Шипилова, D.B.Cook, K.Fujita, A.Grantz, B.E.Patrick, J.J.Peucat, P.R.Vogt и др. Результаты переинтерпретации геологического строения территории б. СССР с позиций плитотектоники опубликованы в капитальных трудах Л.П.Зоненшайна ([3] и др.), а в целом по земному шару — В.Е.Хаина ([10] и др.). Авторы статьи являются их сторонниками и стремятся развивать идеи, заложенные в этих трудах.
Основные плитотектонические структуры возникали и преобразовывались в Баренцево-Карском регионе в течение пяти главных этапов геодинамической эволюции: рифей-раннекембрийского, среднекембрий-раннедевонского, среднедевон-раннетриасового, юрско-раннемелового и позднемел-кайнозойского (рис. 1). В результате отмеченной эволюции были сформированы осадочный чехол значительной мощности (до 20 км) и
* Под термином "фундамент" авторы статьи понимают разные типы тектонических комплексов, залегающих под осадочным чехлом: континентальный кристаллический, океанический, субокеанический, складчатое основание.
Рис. 2. ОСНОВНЫЕ ТЕКТОНИЧЕСКИЕ КОМПЛЕКСЫ АРКТИЧЕСКОГО РЕГИОНА
с; О X Ф т
л X
т О
(б и О
X
Ф
ж
(б
X ©
Тектонический комплекс
ЭХ
X I X
X m
о. ь
а) С)
СО
.____
>х
¥ * А I ч
* £ и X
X (0 (1)
X а.
ф
ф п
■С т
I т
ф X m
m m
оа n л
О m Ч
о П. X О
ч со X Ж -в- а. 0
о о
п 0 т
-н- со
ф ь
ч ф
к
о
о \0 о
\0 £ 1 О £ Ф
о т
х >х I х
я *
Ф о ± Ф
О т
Пологозалегающий
Слабодеформированный, умеренно метаморфизованный
На поверхности
Под осадочным чехлом
>х
0
1
£>х
I-Р
I
и
Nil
"III
О ® 9"т •= ■= О
0) X
ф
¡1 Я *
н
X (О 0*4
-9-Щ §.
Ф х й-
0 Ф
1 т m х
It
|о
I (О
X I-ф
ж
На поверхности
Под осадочным чехлом
На современных пассивных окраинах
0 « х £ = 1 Ъ X £>х I н
1 ос 5
и х с
Q. о О « g g ®>х i эх *\D в Ь ф О О х
| ш -г Q.VD t
^ 9
СО о.
П \D
Я \0
LQ со
Под маломощным осадочным чехлом
Под осадочным чехлом
В глубоководных котловинах
Комплекс, показанный на схеме
Строение комплекса
RF,-;
RF.
залегающие под ним тектонические комплексы (континентальный, субконтинентальный, субокеанический, океанический фундаменты, складчатое основание) (рис. 2).
В рифей-раннекембрийский этап произошли следующие события: а — распад и воссоединение суперконтинента Родиния в раннем рифее; б — повторный распад Родинии в среднем рифее; в — образование па-леомезоконтинента Баренция в позднем рифее — венде. В среднем рифее в пределах Баренцево-Карского региона существовал ряд микроконтинентов, которые в позднем рифее — раннем венде объединились в Ба-ренцевский палеомезоконтинент (рис. 3, А, 5), в раннем
кембрии присоединенный к Восточ-но-Европейскому палеоконтиненту. Кембрийская коллизия Балтики и Арктиды — начальный этап «собирания» северной части позднепа-леозой-раннемезозойской Пангеи (Кузнецов Н.Б., 2009).
В позднем рифее — венде на Карской плите, входившей в состав Северо-Американского континента, вдоль континентального склона и подножия начал формироваться флиш, образование которого продолжилось до начала ордовика. В океаническом бассейне между Се-веро-Американским и Сибирским палеоконтинентами сформировалась островная дуга, которая столкнулась с краем Сибирского континента с обдукцией офиолитовых покровов Челюскинского и Станов-ского на Таймыре в середине венда (600 млн лет назад, по Берниковскому В.А. и др., 1996).
Со среднего кембрия до раннего девона Восточно-Европейский палеоконтинент, объединенный с Баренцевским мезоконтинентом, а также палеоконтинент Арктида дрейфовали в Уральском и Япетус-ском палеоокеанах (см. рис. 3, В-Е). В пределах упомянутых плитотекто-нических структур были сформированы разнообразные тектонические комплексы (см. рис. 2), на которых накапливался осадочный чехол в рифтах, эпирифтовых депрессиях, на пассивных континентальных окраинах и других плитотектонических структурах.
Со среднего ордовика до раннего девона между Арктидой и объединенным Восточно-Европейско-Баренцевским па-леоконтинентом располагался Карский микроконтинент, включающий Северный Таймыр и о-ва Северной Земли.
В раннем девоне он, как и Свальбардский микроконтинент, был присоединен к Арктиде (рис. 4, И). Присоединение Карского микроконтинента к Новосибирскому блоку Арктиды способствовало смятию существовавшего здесь до девона среднекембрий-силурий-ского осадочного чехла, а столкновение Свальбардско-го микроконтинента с Арктидой привело к дислокации додевонского осадочного чехла Западной Арктики и
образованию Центрально-Баренцевского орогена столкновения плит. Поэтому в раннем девоне запад рассматриваемого региона был областью денудации. Видимо, ныне существующая Центрально-Баренцевская зона поднятий была унаследована от раннедевонского орогена одноименного названия. В современной структуре Центрально-Баренцевская зона поднятий расчленена серией поперечных рифтов и прогибов, т.е. после раннедевонского орогенеза и денудации наступил период растяжения и рифтогенеза, формирования изос-татической блоковой горстограбеновой структуры, поперечной к раннедевонскому Центрально-Баренцевско-му орогену. Предполагается, что рифты, разделяющие выступы Центрально-Баренцевской зоны поднятий, формировались по складчатым зонам, некогда (в позднем рифее — венде) спаявшим эти континентальные блоки при образовании Баренцевского палеомезоконтинента.
Среднедевон-раннетриасовый этап эволюции. Начиная со среднего девона в пределах Западной Арктики за счет глубинных сдвигов преобладало растяжение земной коры. Сдвиги, изгибаясь, меняли свое простирание перед орогенами и крупными поднятиями. Это привело к образованию разломных трогов с земной корой субокеанического типа и бассейнов типа пул-апарт, например Южно-Карского. Размыв Центрально-Барен-цевского орогена, Балтийского щита и Урала обеспечил последующее заполнение Восточно-Баренцевского риф-тового трога мощными (до 10 км) осадочными толщами перми и триаса, т.е. Восточно-Баренцевская рифтовая зона и поперечные к ней рифты могут рассматриваться в качестве бассейнов сдвигово-раздвигового типа.
Структурная перестройка привела к проявлению в среднем — позднем девоне рифтогенеза, создавшего благоприятные условия для формирования нефтегазо-материнских толщ, коллекторов и покрышек. В среднем девоне в рифтах было заложено основание осадочных бассейнов Арктического региона, а в позднем — формировались надрифтовые прогибы, депрессии и площадь осадочных бассейнов была многократно увеличена. В позднем девоне — начале карбона к Евро-Американскому палеоконтиненту присоединилась Арк-тида. В результате появились орогены столкновения (Новоземельский, Иннуитский). Ранее накопившиеся осадочные породы были смяты, образовав в этих регионах складчатое основание.
Орогены и прилегающая территория в раннем карбоне (см. рис. 4, 5) были областью размыва и преимущественно континентального осадконакопления, а районы, прилегающие к океану (от Чукотки до Таймыра), представляли собой пассивную окраину с глубоководной внутренней (Чукотка, Новосибирские осторова) и мелководной внешней (Северный Таймыр, о-ва Северной Земли) зонами, где накапливались морские отложения.
В пермское время (рис. 4, В) на фоне образования суперконтинента Пангеи интенсивно погружались континентальные окраины Лавразии, особенно, Восточно-Баренцевский прогиб, где накапливались мощные (несколько километров) толщи перми. В триасе процесс погружения вышеупомянутых структур продолжился. В конце перми — триасе (см. рис. 4, Г) палеозойское складчатое основание было осложнено рифтогенезом ([1] и др.), затронувшим Западно-Сибирский мезокон-тинент, в том числе юг Карского моря и Енисей-Хатанг-ский трог, где образовался субокеанический безгранитный фундамент. Терригенно-вулканогенные толщи триаса были слабодеформированы и образуют здесь нижний этаж осадочного чехла (переходный рифтогенный комплекс) (см. рис. 2).
Юрско-раннемеловой этап эволюции. В позднем триасе — средней юре на востоке региона сформировалась пассивная окраина Арктиды. В Южно-Анюйском океане возникали островные дуги. На севере Сибирской платформы над триасовым рифтом с юры начал развиваться Енисей-Хатангский прогиб. Разрез указанных районов формировался в одних случаях на породах переходного комплекса, в других — на породах складчатого основания, в третьих — на субокеаническом фундаменте. В поздней юре — неокоме Чукотский микроконтинент отделился от Аляскинского блока. Между ними образовалась Канадская котловина. В пределах Енисей-Хатангского прогиба накапливался осадочный чехол с клиноформами. В апте — раннем альбе был поглощен Южно-Анюйский океан, образовался одноименный шов столкновения плит, фрагменты которого закартированы и на Таймыре в виде офиоли-тов. В альб-сеноманское время образовался Новоси-бирско-Чукотский ороген. В пределах Енисей-Хатанг-ского прогиба накапливался осадочный чехол. Основным событием этапа является параллельное раскрытие Амеразийского бассейна, способствовавшее распаду мезоконтинента Арктида (см. рис. 1).
Позднемел-кайнозойский этап эволюции ознаменовался раскрытием Евразийского океанического бассейна (рис. 5, см. рис. 1). В начале этапа (поздний мел — ранний эоцен) образовались Евразийский океанический бассейн, Лаптевская надрифовая депрессия, а также пассивные окраины, обрамляющие Северный Ледовитый океан. В это время формировались инверсионные Рассохинский, Балахнинский, Танамо-Мало-хетский валы в центральной зоне Енисей-Хатангского регионального прогиба. Инверсия обусловлена транс-прессией (косое сжатие вдоль трансформного разлома). В рассматриваемый этап в хребте Гаккеля и глубоководных котловинах формируется океанический фундамент. Его образование обусловлено спредингом и расхождением плит с образованием Северного Ледовитого океана.
Рис. 3. ПАЛЕОГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ПЛИТ В РИФЕЙ-СИЛУРИЙСКОЕ ВРЕМЯ (по данным Л.П.Зоненшайна, В.Е.Хаина и др.)
га §
О
в
н х
>
и >
[\5
5
09
ОТ
в >
и §
о
о
Э
и сг
н
сг
н
Э
OIL AND GAS POTENTIAL PROSPECTS AND EXPLORATION RESULTS
01 s -б-
I § ^ X > С
У - й о "Г1 - I
Континентальный фундамент на утоненной земной коре (см. рис. 2) сформировался в мезозое и кайнозое в результате распада мезоконти-нента Арктида, обусловленного тектономагматическими процессами. Первая фаза распада происходила с поздней юры до апта с растяжением с северо-запада на юго-восток, приведшим к отрыву блоков Чукотки и Аляски от Северо-Американского палеоконтинента и их коллизии с Евроазиатской окраиной ([3-5] и др.). В результате был поглощен Южно-Анюйский океан. Следы этого поглощения в виде офиолитов известны в пределах Южно-Анюйского шва столкновения плит. Вторая фаза распада палеонтинента Арктида началась с возникновения в апте постколлизионного субширотного поля растягивающих напряжений. В апте — альбе, позднем мелу эти напряжения привели к формированию рифтогенных структур Центрально-Арктической области, включая бассейны Макарова и Подводников, а в кайнозое — к образованию спредингового Евразийского бассейна с отколом хребта Ломоносова от Баренцево-Карской континентальной окраины ([5] и др.).
Плитошектоническое районирование Западной Арктики и сопредельных регионов
Выполненные построения позволили составить карту тектонического районирования Западной Арктики и сопредельных регионов (рис. 6). На ней показаны структуры разных порядков (от палеоконтинентов до локальных структур) (таблица). При тектоническом районировании основной упор был направлен на отображение крупных глубинных структур и в меньшей мере — структур осадочного чехла.
К глубинным структурам / порядка (см. таблицу) относятся палео-континенты (Восточно-Европейский, Сибирский), палеоокеаны (швы столкновения плит, маркирующие поглощенные океаны), а также современный океан (Северный Ледовитый). В процессе геодинамической эволюции палеоконтиненты объединялись в суперконтиненты (Пангея, Лав-разия, Гондвана и др.) и делились на более мелкие континентальные массивы — мезоконтиненты (структуры И порядка). К ним относятся па-леомезоконтиненты Арктида, Баренция, Западная Сибирь. В свою очередь указанные палеомезоконтиненты состоят из палеомикроконтинен-тов (структур III порядка).
Палеомезоконтинент Баренция состоит из двух палеомикроконти-нентов — Свальдбарского и Печорского, палеомезоконтинент Арктида включает Альфа-Менделеева, Ермакский, Карский, Ломоносова, Новосибирский, Чукотский палеомикроконтиненты. При этом палеомикроконти-ненты Альфа-Менделеева, Ермак, Ломоносова образованы на утоненной земной коре ([3, 5] и др.).
Западно-Сибирский палеомезоконтинент состоит из Нядояхского, Ханты-Мансийского, Барнаульского, Верхнехетского, Нюрольского, Усть-Тымского палеомикроконтинентов. Первые два входят в рамки описываемой схемы районирования, другие расположены за ее пределами.
К структурам IVпорядка относятся: орогены столкновения плит и трансформные разломы. На схеме отображены орогены столкновения плит: Верхояно-Колымский, Новоземельский, Норвежский, Пайхой-ский, Свальбардский, Северо-Земельский, Северного порога, Тиманский, Уральский, Центрально-Таймырский, Чукотский, Южно-Таймырский, а также Южно-Анюйская сутурная зона и вулканическое поднятие Де-Лонга. Эти структуры обрамляют палеоконтиненты и палеомикроконтиненты.
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 4. ПАЛЕОГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ПЛИТ В РАННЕДЕВОН-ТРИАСОВОЕ ВРЕМЯ (с учетом реконструкций Л.П.Зоненшайна, В.Е.Хаина и др.)
СИБИРСКИЙ КОНТИНЕНТ
пХнталассТ^
— ОКЕАН— ■ПАНТАЯАССА:
А 1
^40506
12 И
АЛА/
7 15
Г г
ио
8 16
Этапы формирования плитотекгонических структур: А - на начало раннего девона (Ох1), Б - на середину раннего карбона (С^у2), В-на начало ранней перми (Р1), Г— на начало позднего триаса (Тз); 1 - суша; 2- мелководные моря на континентах; 3 океанические бассейны; рифты: 4 - континентальные, 5 - океанические (оси спрединга); 6-зоны субдукции; 7-трансформные разломы; вулканизм: 8— базальтовый на континентах, 9- известково-шелочной (островодужный); Ю - направления перемещения плит; границы: 11- континентов и океанов, 12- микроконтинентов, блоков; 13 -пассивные, трансформные континентальные окраины (внешние зоны - континентальный склон и подножие); 14 - орогены столкновения плит; 15 - активные континентальные окраины; 16 - палеошироты
Рйс. 5. ПАЛЕОГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ПЛИТ АРКТИЧЕСКОГО РЕГИОНА НА ПОЗДНЕМЕЛ-ПАЛЕОГЕНОВОЕ ВРЕМЯ (с учетом реконструкций Л.П.Зон еншайна, В.ЕХаина и др.)
На тектонической карте (см. рис. б) показаны швы столкновения плит и их возраст: Верхоянский, Карский, Северо-Анюйский, Тиман-ский, Уральский, Центрально-Барен-цевский, Южно-Анюйский, а также трансформные разломы — Северо-Шпицбергенско-Гренландский (Шпицбергенский) и Хатангско-Ломоносов-ский (Чарли), маркирующие ранее существовавшие океаны (палеокеаны).
Очень важно, что на тектонической схеме можно прочесть происхождение отображенных структур, а также время их образования. Например, Баренция — это отколовшиеся от палеоконтинентов палео-микроконтиненты, объединенные в единый мезоконтинент в позднем рифее - венде, а Западная Сибирь — это отколовшиеся от Восточно-Европейского и Сибирского палеоконтинентов континентальные массивы, объединенные в мезоконтинент в позднем палеозое.
В 1963 г. Н.С.Шатским [12] на территории и акватории северо-запада б. СССР были выделены фрагменты докембрийских континентальных массивов, названные им Гиперборейской платформой. Эта платформа была разрушена последующими тектономагматическими процессами. Л.П.Зоненшайн, Л.М.Натапов [3], осуществив палегеодинамические реконструкции, уточнили строение Гиперборейской платформы и предложили название «Арктида», которое в дальнейшем стало общепринятым ([5] и др.).
Арктида, по данным В.Е.Хаина, — это отколовшиеся от суперконтинента Родиния в позднем рифее континентальные массивы (микроконтиненты). Фрагменты протерозойского мезоконтинента Арктида, претерпев сложную эволюцию, в настоящее время представлены отдельными континентальными массивами, например Карским, Новосибирским, Чукотским и др. ([2-5] и др.).
Некоторыми исследователями (Богданов Н.А., 1998; [5]) обращено внимание на то, что граница Евроазиатской плиты на северо-востоке (море Лаптевых, хребет Черского, Чукотка и др.) не замкнута, видимо, она еще не сформировалась. Поэтому для описания горизонтальных перемещений здесь литосферных плит применить теорему Эйлера невозможно. Л.И.Лобковский и др. предложили для Арктики геодинамическую модель «вынужденной конвекции в верхней мантии под континентом с возвратным потоком в сторону зоны субдук-ции Тихоокеанской плиты под Евразию и Северную Америку (Лобковский Л.И. и др., 2004).
Секр^ы^юандои
J ЕВРОАЗИАТ-„ СКАЗ-ПЛИТА ;
Л / •;/ V
ж
Этапы формирования плитотекгонических структур: А - на середину позднего мела (Кг), Б- на начало палеогена (Г^); 1 - палеоконгинент: Ох - Охотский, Ом -Омолонский; остальные усл. обозначения см. на рис. 4
К плитотектоническим структурам IV порядка относятся также трансформные разломы — Хатангско-Ло-моносовский (Чарли) и Северо-Шпицбергенско-Грен-ландский (Шпицбергенский). Они образовались в позд-немел-кайнозойское время и значительно повлияли на формирование современного структурного стиля рассматриваемого региона. Особенно четко выделяются Хатангско-Ломоносовский трансформный разлом и сдвиги в зоне его проявления. Так в результате сдвиговых перемещений и транспрессии образовался Мессо-яхский инверсионный вал (Мессояхский порог) или 06-ско-Лаптевская гряда протяженностью более 2000 км, присдвиговые Агапский, Жданихинский, Логатский прогибы в Енисейско-Хатангском районе и более мелкие надрифтовые прогибы в акватории моря Лаптевых. Причем в море Лаптевых, где превалируют крупные поперечные грабены северо-западного простирания, вдоль трансформного разлома превалируют крупные грабены северо-восточной ориентировки, поперечные к трансформному разлому.
В пределах рассматриваемого региона выделены крупные структуры осадочного чехла. Например, рифтовые системы, рифтовые зоны, отдельные рифты и надрифтовые прогибы (рис. 7). Над рифтовыми системами развиваются громадные надрифтовые мегадеп-рессии (Баренцевская, Западно-Сибирская), а также океанические котловины (Западно-Канадская, Амунд-сенская и др.). Они рассматриваются авторами статьи как надпорядковые структуры (см. таблицу).
Рис. 6. ПЛИТОТЕКТОНИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ ЗАПАДНОЙ АРКТИКИ И СОПРЕДЕЛЬНЫХ РЕГИОНОВ
.л„|
1 ""ш
54" а б
м
ИА
102° 108°
а б
10
7
132"
а б
Ш Ц2-г|
/
12
/
131
а б в а б в
а б в
14
15
ЕР
16
/ Г /
# /У //
г д е
17
18
19
20
/
7
21
22
23
о б
®18
24
25
к-
■w
Основные глубинные плитотектоннческне структуры: 2 - современные океаны (Северный Ледовитый океан): 2а - океанический фундамент - срединно-океанические хребты и их спрединговые оси, смещенные трансформными разломами (1-1 - хребет Мона, 1-2 - хребет Книповича, 1-3 - хребет Гаккеля), 26 - субконтинентальный фундамент на утоненной земной коре - поднятия в океане, 1в - океанический фундамент - котловины в океане (1-4 - Норвежская, 1-5 - Гренландская, 1-6 - Нансена, 1-7 - Амундсена, 1-8 - Подводников, 1-9 - Макарова, 1-10 - Западно-Канадская); 2а - па/геоконтиненты (римские цифры в квадратах) древние с архей-протерозойским континентальным фундаментом под осадочным чехлом (а) и на поверхности (б): (II-A - Восточно-Европейский, П-Б - Сибирский), 2б -шиты (II-а - Балтийский, П-б - Анабарский); мезоконтнненты (римские цифры в квадратах): блоки (микроконтиненты), отколовшиеся от Восточно-Европейскою и Сибирского палеоконтинентов и объединенные в мезоконтиненты в позднем рифее - венде: 3 - Баренция (III), в позднем палеозое: 4 - Западно-Сибирский (IV), отколовшиеся от суперконтинента Родинии в середине рифея: 5 - Арктида (V); палеомикроконтиненты Баренции: 6 - Свальбардский (Ш-1), 7 - Печорский (III-2), палеомикроконтиненты Западно-Сибирского мезоконтинента: Ханты-Мансийский (IV-1), Нядояхский (IV-2); палеомикроконтиненты Арктиды: 8 -Карский (V-1), 9 - Новосибирский (V-2); поднятия (блоки) с утоненной континентальной корой мезоконтинента Арктида: Ломоносова (V-3), Альфа-Менделеева (V-4), Северо-Чукотское (V-5); вулканическое плато на утоненной континентальной коре - Ермак (V-6); 20 - складчатые структуры в обрамлении палеоконтинентов, палеомикроконтинентов (их возраст): орогены столкновения плит (Х-1 - Норвежский Di, Х-2 - Свальбардский (D1-D3), Х-3 - Северо-Земельский -пассивная окраина Карского палеомикроконтинента (деформированная в D3-C1), Х-4 - Центрально-Таймырский (D3-C1), X-5 - Южно-Таймырский (PZ3, T), X-6 -Северо-Сибирского порога (PZ3, Т), X-7 - Новоземельский (PZ3, T), X-8 - Пайхойский (PZ3, T), X-9 - Уральский (PZ3, T), X-10 - Тиманский (RF3-G), X-11 - Верхояно-Колымский (K-KZ) (деформированная окраина Сибирского палеоконтинента (VI): Х-11-1 - Верхоянская антиклинальная зона, Х-11-2 - зоны Сартангская синклинорная и Адыча-Эльгинская пологих дислокаций, Х-11-3 - Полоусненская синклинорная и Тоустахская антиклинорная зоны, Х-11-4 - Черско-Полоуснен-ская складчатая зона; X-12 - Новосибирско-Чукотский (K2-KZ), Х-13 - Южно-Анюйская сутурная зона (J/K), X-14 - вулканическое поднятие Де-Лонга (Ki); 22-р швы столкновения плит (их возраст) (арабские цифры в треугольниках): 1 - Тиманский - присоединение Баренции к Восточно-Европейскому палеоконтиненту § (V-G,) 2 - Центрально-Баренцевский - присоединение Арктиды к Евроамерике (Di), 3 - Карский - присоединение Карского палеомикроконтинента к Арктиде ° (D3-C1,) 4 - Южно-Анюйский - столкновение Чукотского микроконтинента с Сибирским палеоконтинентом (J/K), 5 - Уральский - столкновение Восточно-Евро-> пейского палеоконтинента с островными дугами Уральского палеоокеана (PZ3), 6 - Центрально-Таймырский - столкновение Сибирского палеоконтинента с Тай-о мырской окраиной Арктиды (T/J), 7 - Северо-Анюйский - столкновение Арктиды с Сибирью (K2- Р), 8 - Верхоянский - столкновение Сибирского палеоконтинен-Р та с Колымским микроконтинентом и островными дугами (K-KZ); 12- крупные разломы (арабские цифры в квадратах): а - Хатангско-Ломоносовский (12-а), Се-§ веро-Шпицбергенско-Гренландский (12-6) и Северо-Земельско-Ломоносовский (12-в) трансформные разломы, б - другие сдвиги (12-г - Восточно-Таймырский);
13- надвиги; 14- сбросы; 15- крупные структуры осадочного чехла (арабские цифры в квадрате): а - нешрифтовые депрессии и их контуры (15-а -м Баренцевская, 15-6 - Южно-Карская, 15-в - Надым-Тазовская, 15-г - Лаптевская, 15-д - Тунгусская, 15-е - Суханская (Лено-Анабарская)), 15-ж - Енисей-Хатанг-Ч ский, 15-з - Момо-Зырянский надрифтовые прогибы; 8 - крупные структуры в пределах Свальбардского палеоконтинента (арабские цифры в кружках) (а) и их крупные части (б): надрифтовые впадины: 1 - Медвежинско-Ольгинская (1а - Медвежинская, 16 - Ольгинская), 2 - Южно-Баренцевская, 3 - Северо-Баренцев-ская, 4 - Святой Анны, 5 - Центрально-Баренцевская зона выступов, поднятий, расчлененная поперечными грабенами, 6 - Адмиралтейский инверсионный над-рифтовый вал, 7 - Лудловская зона приподнятых блоков, 8 - Альбановская зона выступов, 9 - Предновоземельский предорогенный прогиб и зона надвигов, 10 -Франца-Иосифовская зона поднятий, 16- пассивные континентальные окраины (римские цифры в квадратах): а - современные (доюрский субконтинентальный фундамент) позднеюрско-кайнозойские континентальные окраины: XVI-1 - Западно-Шпицбергенская, XVI-2 - Северо-Шпицбергенская, XVI-3 - Севе-ро-Франц-Иосифовская, XVI-4 - Северо-Ушаковская, XVI-5 - Северо-Земельская, XVI-6 - Западно-Ломоносовская, XVI-7 - Восточно-Ломоносовская, XVI-8 -Северо-Новосибирская, XVI-9 - Восточно-Гренландская; палеоокраины: б - внутренняя слабодеформированная зона, в - внешняя трансформированная зона, г- зона перекрытия надвигами: XVIA - Кольско-Канинская (архей-протерозойский континентальный фундамент, среднерифейские рифты и позднерифей-палео-зойская пассивная слабодеформированная окраина Восточно-Европейского палеоконтинента), XVH5 - Предтиманская (нижне-среднерифейские рифты и поздне-рифей-вендская пассивная окраина), XVIB - Предуральская (архей-протерозойский континентальный фундамент, рифей-силурийские рифты, девон-каменноуго-льная пассивная окраина, пермотриасовый предорогенный прогиб Тимано-Печорского микроконтинента, деформированные за счет столкновения с палеоконтинентом Баренция (V), с островными дугами (€2; Di-D2ef; Ci-T) и изостазией (T3-Q), XVIT - Предновоземельская (архей-протерозойский фундамент, позднерифей-пермская пассивная окраина, деформированная за счет транспрессии (PZ3-T), ХУЩ - Северо-Карская (архей-протерозойский континентальный фундамент, рифей-среднетриасовая пассивная окраина Карского палеомикроконтинента, деформированная за счет столкновения микроконтинента с Сибирским палеоконтинентом (Di) и изостазией (T3-KZ), XVIE - Туруханская (архей-протерозойский континентальный фундамент, среднерифей-каменноугольная пассивная окраина, деформированная за счет столкновения Сибирского палеоконтинента с Нядояхским микроконтинентом (PZ3-T1; J) и изостазией (Тг-KZ), ХУ1Ж - Анабаро-Ленская (архей-протерозойский континентальный фундамент, рифей-палеозойская пассивная окраина, деформированная за счет транспрессии вдоль Хатангско-Ломоносовско-го трансформного разлома, столкновением Сибирского палеоконтинента с Новосибирским микроконтинентом (PZ3-T1; J) и изостазией (K-Q), XVI3 - Верхоянская
га 1 га ,5 g g га g с
К структурам / порядка отнесены континентальные палеоокраины и современные окраины континентов, а также предорогенные прогибы, эпирифтовые депрессии, сформированные над рифтовыми зонами (рис. 8).
Внешние (трансформированные) и внутренние (слаботрансформированные) части пассивных окраин, предорогенных прогибов, зоны надвигов, рифтовые зоны, не перекрытые эпирифтовыми толщами, и другие образуют структуры II порядка.
Отдельные рифты, эпирифтовые прогибы, впадины, инверсионные валы и поднятия рассматриваются как структуры III порядка. И наконец, структуры осадочного IV порядка — это локальные поднятия, антиклинали, купола, синклинали и др. (см. таблицу).
Приведенное ранжирование глубинных плитотек-тонических структур и структур осадочного чехла способствует более четкому их отражению на карте. На карте геотектонического районирования Западной Арктики и сопредельных регионов (см. рис. 6) отображены главным образом глубинные структуры и в меньшей мере — структуры осадочного чехла. Более детально структуры осадочного чехла разных порядков авторы статьи рекомендуют показывать на отдельных картах, например на карте геотектонического районирования осадочного чехла. Целесообразно также составлять карты геотектонического районирования разных типов фундамента (континентального кристаллического, океанического, субокеанического, складчатого основания и др.).
Нефтегазогеологическое районирование Арктического региона
Описанные карты послужили основой для составления карты нефтегазогеологического районирования Арктического региона (см. рис. 7).
Для района исследований известно несколько схем нефтегазогеологического районирования ([13-17] и др.). Каждая из них содержит большой объем информации и является основой для оценки ресурсов. Составлены эти схемы с учетом традиционных подходов районирования. Правда, в недавно изданных работах [15, 16] предлагается уточнять границы нефтегазоносных провинций (НГП) и областей с учетом «концепции углеводородных систем» (Bi-teau J.-J. и др., 2003). Авторы статьи считают, что при установлении границ НГП, потенциально нефтегазоносных провинций в ранее составленных картах районирования переоценена роль «структурно-тектонического критерия». В то же время в работе [17], посвященной анализу УВ-сис-тем, подчеркнуто, что «формирование углеводородных систем следует связывать с определенными плитотектониче-скими элементами», что авторами [15, 16] не сделано. Последнее время за границей при оценке ресурсов нефти и газа широко используется термин "плей" (play) [18], который крайне упрощает и огрубляет элементы нефтегазогеологи-
Структуры, отображенные на карте тектонического районирования Западной Арктики
и сопредельных регионов
Порядок структур А — глубинные плитотектонические структуры Глубинные структуры
1 Океаны Палеоконтиненты Северный Ледовитый Восточно-Европейский, Сибирский
II Палеомезоконтинент Баренция Западная Сибирь Арктида
III Палеомикроконтиненты Баренции Западной Сибири Арктиды Печорский, Свальбардский Нядояхский, Ханты-Мансийский, Альфа-Менделеева, Ермак, Карский, Ломоносова, Новосибирский, Чукотский
IV Орогены столкновения плит Швы столкновения плит (палеоокеаны) Трансформные разломы Сдвиги Норвежский, Новоземельский, Свальбардский, Северо-Земельский, Сибирского порога, Центрально-Таймырский, Южно-Таймырский Верхоянский, Карский, Северо-Анюйский, Тиманский, Уральский, Центрально-Баренцевский, Центрально-Таймырский, Южно-Анюйский Северо-Земельско-Ломоносовский, Северо-Шпицбергенско-Гренландский, Хатангско-Ломоносовский Восточно-Таймырский
Б — структуры осадочного чехла Примеры структур осадочного чехла
Надпо-рядковые Рифтовые системы, надрифтовые мегадепрессии Баренцевская, Западно-Сибирская
Океанические котловины Амундсена, Гренландская, Западно-Канадская, Макарова, Нансена, Норвежская, Подводников
1 Современные пассивные окраины Западно-Ломоносовская и др.
Пассивные палеоокраины (ПО) Северо-Сибирская и др.
Предорогенные прогибы Предуральский и др.
Надрифтовые депрессии, прогибы Лаптевская, Надым-Тазовская, Южно-Карская и др.
II Внешние зоны ПО Анабаро-Ленская и др.
Внутренние зоны ПО Кольско-Канинская и др.
Рифтовые зоны Восточно-Баренцевская и др.
ПО, перекрытые надрифтовыми прогибами Северо-Сибирская и Енисей-Хатангский транспрессионный прогиб
Надрифтовые прогибы, перекрытые современными ПО Западно-Шпицбергенский и др.
III Отдельные рифты Печоро-Колвинский, Усть-Ленский и др.
Впадины Антипаютинская и др.
Инверсионные валы, поднятия, моноклинали, прогибы, ступени Большехетский и др.
Фрагменты предорогенных прогибов Северо-Предуральский и др.
IV Локальные поднятия, купола, прогибы, синклинали и др. Нярмейское и др.
Месторождения нефти и газа Ямбургское и др.
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рйс. 7. ПАЛЕОРИФТОВЫЕ СИСТЕМЫ БАРЕНЦЕВО-КАРСКОГО РЕГИОНА (по [б])
Евразийский тафроген
' эр*. Х^ Северная* Земля
Франца- I Иосифа у
Баре^цевЬкий таЬрогеи
Мурманск"'
•^Гг] I тафроге>-|
^'~1Мезенский\ тч *
тафроген
Границы: 1 - палеорифтовых систем (тафрогенов), 2 - палеорифтовых зон, 3 -контуры складчатых областей в обрамлении рифтовых зон (цифры в кружках - названия областей); 4 - бровка шельфа (изобата 600 м); 5 - зоны надвигов; 6 - государственная граница России и Норвегии: а -до 2010 г., б-с 2010 г.; палеориф-товые системы (тафрогены) и их возраст (периоды наиболее интенсивного проявления рифтогенеза): А - Баренцевокая (СМЭг; Эз-Сх; Р-Тг), Б - Западно-Си-бирская (Р2з-Т), В - Тимано-Печорская (О-Эг; Эз-Сх), Г - Мезенская (К-У:), Д - Евразийская {К2-1М1); рифтовые зоны: А1 - Западно- Баренцевская, Аг - Централь-но-Баренцевская, Аз - Восточно-Баренцевская, А4 - Святой Анны, А5 - Северо-Карская; Б1 - Приновоземельская, Бг - Ямальская, Бэ - Уренгойская, Б4 - Ени-сей-Хатангская, Б5 - Худосейская; В1 - Печоро-Колвинская, Вг - Варандей-Адзь-винская; Гх - Лешуконско-Пинежская, Гг - Сафоновская; ¡Х\ - Амеразийская, Дг -Норвежская; складчатые структуры в обрамлении тафрогенов (арабские цифры в двойных кружках): а - шиты (1 - Балтийский), б - орогены столкновения плит в обрамлении тафрогенов (2 - Свальбардский (Б^з), 3 - Северо-Земель-ский (Оз-Са), 4 - Центрально-Таймырский (Оз-Сх), 5-Южно-Таймырский [Р2з), 6-Северо-Сибирского порога (PZз, Т), 7 - Новоземельский [Р2з), 8 - Пайхойский (Рг3), 9 - Уральский (Рг3), 10 - Тиманский (ЕЯ3)
ческого районирования (например, плей Краснодар, плей Ставрополь, 27 плеев вместо нефтегазоносного бассейна Персидского залива и т.д.).
За основу выделения единиц нефтегазогеологиче-ского районирования авторы статьи приняли плитотек-тонические структуры: палеоконтиненты (Восточно-Ев-ропейский. Сибирский, Арктический, Баренцевский), палеомикроконтиненты, современные океаны, структуры палеоконтинентов, палеомикроконтинентов (рифты, надрифтовые депрессии, пассивные, активные континентальные палеоокраины, орогены столкновения плит и др.). В отличие от традиционного принципа нефтега-эогеологического районирования границы НГБ нанесе-
ны с учетом контуров выделенных плитотектонических структур, например не по выходам складчатых сооружений, как это принято, а по швам столкновения плит; часть горно-складчатых сооружений в этом случае включена в состав нефтегазоносных, потенциально нефтегазоносных, возможно нефтегазоносных бассейнов. Контуры ряда нефтегазоносных провинций, гаэо-нефтеносных провинций, выделенных в ранее составленных картах, не всегда совпадают с контурами нефтегазоносных, газонефтеносных бассейнов, выделенными на основе плитотектоники. Границы выделенных суббассейнов соответствуют контурам отдельных элементов плитотектонических структур. Например, внешним либо внутренним зонам палеоокраин, предоро-генным прогибам, надрифтовым депрессиям, внутриконтинентальным, окраинно-континентапьным, межконтинентальным рифтам, зонам надвигов и др.
На карте нефтегазогеологиче-ского районирования акваторий и прилегающей суши Арктического региона выделено 22 бассейна. Из них 4 — нефтегазоносных бассейна (Тимано-Печорский, Надым-Тазов-ский, Волго-Уральский, Норвежско-Гренландский), 4 — газонефтеносных (Баренцевский, Карско-Гыданский, Енисей-Хатангский, Лено-Вилюйский), 11 — ПНГБ (Мезенский, Северо-Кар-ский, Анабаро-Ленский, Новоси-бирско-Чукотский, Центрально-Тун-гусский, Лаптевский, Евразийский, Ломоносовский, Макаровский, Менделеевский, Амера-зийский) и 3 — возможно нефтегазоносных (Восточ-но-Туруханский, Момо-Зырянский, Восточно-Сибиро-морский). Нефтегазоносные и потенциально нефтегазоносные бассейны состоят из ряда суббассейнов, зон выявленного нефтегазонакопления и зон возможного нефтегазонакопления (рис. 9). Большинство бассейнов включают один этаж нефтегазоносности. Есть бассейны двухэтажного строения. Верхний этаж приурочен к разрезу осадочного чехла, нижний — к тектоническим комплексам, залегающим под осадочным чехлом. К бассейнам двухэтажного строения относятся Надым-Тазовский, Карско-Гыданский, Енисейско-Хатангский.
OIL AND GAS POTENTIAL PROSPECTS AND EXPLORATION RESULTS
Рис. 8. СЕЙСМИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЙ СТРОЕНИЕ РИФТОВЫХ ЗОН И РАЗВИТЫХ НАД НИМИ ЭПИРИФГОВЫХ ДЕПРЕССИЙ (сейсмическая основа по материалам «Сенморгео», 2010)
3 й m £ СИ
IIS
II
■91,
Восточная часть Баренцевского тафрогена (мегадепрессия одноименного названия)
Рифтовая зона Святой Анны
Северо-Сибирский ороген
Северная часть Западно-Сибирского тафрогена (м era депрессия одноименного названия)
Южно-Карская эпирифтсвая депрессия
всоочно-карсжая
ступень
Эпирифтовая депрессия Свято11 Анны
Моноклиналь
Теггетгофа
01Ш2ШЗ
1 - сейсмические горизонты; 2 - разломы; 3 - предполагаемая скважина
Для каждого бассейна и суббассейна определен геодинамический режим накопления осадочного чехла. Например, чехол Баренцевского нефтегазоносного бассейна формировался в условиях рифей-палеозой-ских рифтов, среднепалеозой-кайнозойских надрифто-вых депрессий, венд-триасовых пассивных окраин Восточно-Европейского палеоконтинента, палеоконтинен-тов Арктида, Лавразия, Баренция.
Осадочный чехол Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна накапливался за счет пассивной окраины Печорского палеомикроконтинента (R-C-i) и краевого прогиба (P-Ti), трансформированных столкновением Восточно-Европейского палеоконтинента с палеомезоконтинентом Баренция (V), а также с па-леомикроконтинентами, островными дугами (£21 DrD2ef, C-i-Т). В позднетриас-кайнозойское время структуры были осложнены проявлением изостазии. В пределах пассивной окраины выделяется ряд суббассейнов.
Печоро-Колвинский суббассейн — это рифт (D2-D3f), поднятие (С3-Р), Варандей-Адзьвинский суббассейн — рифт (Oi), поднятие (Р<|), Тиманский суббассейн -рифт (R2-3), поднятие (£2), изостазия (£3-Q).
Ижма-Печорский — это пассивная окраина (0-S; D3-C1), деформированная дважды (DrD2ef и CiV-T-i), Хорейверский суббассейн — это пассивная окраина (O-Dj, D3-Cit), деформированная дважды (D*-D2ef, C1v-T1). В последующем (T2-Q) суббассейны формировались в условиях изостазии.
-OIL AND OAS
Предуральский, Лемвинский, Коротаихинский суббассейны образовались в пределах внешней зоны пассивной окраины (О-С^. В Р и Т1 пассивная окраина была деформирована, вдоль орогена в Р-Т2 формировался предорогенный прогиб, который в Тз-0 был расчленен на блоки за счет изостазии.
Типы НГБ Арктического региова
Зарождение большинства бассейнов происходит в рифтах. Континентальные рифты сменяются либо эпи-рифтовыми депрессиями (внутри палеоконтинента), либо континентальными палеоокраинами (на краях континента). В последующем континентальные рифты могут сменяться океаническими, образуя океанические хребты и котловины. В этой связи «чрезвычайно важно установить конфигурацию погребенных рифтовых зон, поскольку над ними следует ожидать максимальное скопление залежей нефти и газа» [3]. Учитывая это, в пределах Западной Арктики выделены отдельные рифты, образующие рифтовые зоны, которые в свою очередь объединены в рифтовые системы — тафрогены (рис. 10). Контуры последних в общих чертах совпадают с границами нефтегазоносных, потенциально нефтегазоносных и возможно нефтегазоносных бассейнов.
Карты типов НГБ региона отражают историю и время формирования выделенных бассейнов, суббассейнов. Типы бассейнов, суббассейнов определялись в сооответствии с эволюцией разных плитотектонических
ЭШОУ, 2*2017 -Д
Рис. 9. КАРТА НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ АРКТИЧЕСКОГО РЕГИОНА
га §
О
в
н х
>
и >
[\5
3
09 СГ
0
1 >
и §
о
о
э
и
СГ
£ н
вг
м
и-
■и
Границы: 1 - региональных поясов нефтегазонакопления (РПН) (мегабассейнов, МНГБ), 2 - бассейнов (НГБ, ПНГБ, ВНГБ), 3 - суббассейнов, 4 - зон нефтегазо-накопления и возможных зон нефтегазонакопления, 5 - между погруженной и приподнятой частями Западно-Сибирской юрско-кайнозойской надрифтовой депрессии, 6 - прочих тектонических элементов; 7- месторождения преимущественно: а - нефтяные, б- газовые; 8 - нефтегазопроявления Енисейско-Хатанг-ского прогиба; 9 - выходы на поверхность пород фундамента, складчатого основания и области их неглубокого залегания; 10- бровка шельфа; 11- береговая линия, 12 - граница РФ; региональные пояса нефтегазонакопления (строчные буквы в прямоугольниках): А - Восточно-Европейский (Тимано-Печор-ский, Волго-Уральский НГБ), Б - Западно-Сибирский (Надым-Тазовский НГБ, Карско-Гыданский, Енисейско-Хатангский ГНБ), В - Восточно-Сибирский (Ле-но-Вилюйский ГНБ); Г - Западно-Арктический (Баренцевский ГНБ), Л - Восточно-Арктический, Е - Арктический (Норвежскоморский ГНБ); бассейны (цифры в квадратах), суббассейны (цифры в треугольниках), зоны нефтегазонакопления и возможные зоны нефтегазонакопления (цифры в кружках); А - Восточ-но-Европейский МНГБ: 1 - Мезенский ПНГБ (1 - Сафоновский, 2 - Лешуконско-Пинежский), возможные зоны нефтегазонакопления: 1 - Пинежско-Керен-ско-Лешуконская, 2 - Мезенско-Вашкинская, 3 - Пешско-Сафоновская, 4 - Вычегодская, 5 - Западно-Тиманская, 2 - Волго-Уральский НГБ (1 - Казанско-Ка-жимский, 2 - Верхнекамский), 3 - Тимано-Печорский НГБ (1 - Тиманский, 2 - Ижма-Печорский, 3 - Колгуевский, 4 - Печоро-Колвинский, 5 - Хорейверский, 6 - Печороморский, 1 - Варандей-Адзьвинский, 8 - Предпайхойский: 1 - Одиндокская, 9 - Западно-Пайхойский: 2 - Янгарейская, 10 - Предуральский, 11 - Западно-Уральский); Б - Западно-Сибирский МНГБ: 4 - Надым-Тазовский НГБ (1 - Восточно-Уральский, 2 - Тазовский, 3 - Приенисейскии), зоны нефтегазонакопления: 1 - Восточно-Полярноуральская, 2 - Западно-Обская, 3 - Надым-Тазовская, 4 - Восточно-Обская, 5 - Приенисейская, 5 - Карско-Гыданский ГНБ (1 - Припайхойский, 2 - Приновоземельский, 3 - Гыданский, 4 - Ямальский, 5 - Западно-Мессояхский), зоны нефтегазонакопления: 1 - Восточно-Пайхойская, 2 -Южно-Ямальская, 3 - Восточно-Новоземельская, 4 - Южно-Новоземельская, 5 - Западно-Таймырская, 6 - Восточно-Рогозинская, 7 - Оленья, 8 - Южно-Сверд-р рупская, 9 - Свердрупская, 10 - Северо-Гьшанская, 11 - Южно-Карская, 12 - Южно-Карско-Гьшанская, 13 - Гьшанская, 14 - Западно-Мессояхская, 6 - Енисейско-
> Хатангский ГНБ (1 - Притаймырский, 2 - Мессояхский, 3 - Жданихинский); зоны нефтегазонакопления (установленные и предполагаемые): 1 - Южно-Тай-о мырская надвиговая, 2 - Южно-Таймырская складчато-надвиговая, 3 - Южно-Таймырская внешнебортовая, 4 - Южно-Таймырская бортовая, 5 - Агапская, 6 -
> Мессояхская, 7 - Жданихинская, 8 - Северо-Сибирская, 9 - Самоедско-Гремячинская; В - Восточно-Сибирский МНГБ: 7 - Восточно-Туруханский ВНГБ (1 - Турухано-Норильский, 2 - Ламско-Хантайский)-, зона нефтегазонакопления: 1 - Широхинско-Кузьмовская), 8 - Центрально-Тунгусский ПНГБ (1 - Тунгус-
Р ский, 2 - Суханский), 9 - Анабаро-Ленский ПНГБ (1 - Восючно-Предтаймырский, 2 - Западно-Предверхоянский, 3 - Усть-Хатангский, 4 - Восточно-Усть-Ха-§ тангский), предполагаемые зоны нефтегазонакопления: 1 - Восточно-Предтаймырская надвиговая, 2 - Восточно-Предтаймырская складчато-надвиговая, 3 - Ха-тангско-Ленская надвиговая, 4 - Хатангско-Ленская складчато-надвиговая, 10 - Лено-Вилюйский ГНБ (1 - Вилюйский, 2 - Предверхоянский, 3 - Западно-Вер-^ хоянский), 11 - Верхоянский ВНГБ (1 - Омолонский, 2 - Усть-Янский, З-Яно-Индигирский, 4 - Верхоянский), 12 - Момо-Зырянский ВНГБ (1 - Момский,
2 - Зырянский); Г - Западно-Арктический МНГБ: 13 - Баренцевский ГНБ (1 - Медвежинский, 2 - Ольгинский, 3- Центрально-Баренцевский, 4 - Южно-Ба-ренцевский, 5 - Лудловский, 6 - Северо-Баренцевский, 7 - Альбановский, 8 - Святой Анны (юго-западный), 9 - Франц-Иосифовский, 10 - Адмиралтейский, 11 -Западно-Новоземельский, 12-Кольский), 14 - Северо-Карский ПНГБ (1 -Предсевероземельский, 2 - Визе-Ушакова); возможные зоны нефтегазонакопления: 1 - Тегеттгофа, 2 - Ушакова, 3 - Центрально-Карская, 4 - Макарова, 5 - Св. Анны (северо-восточная), 6 - Северного Порога, 7 - Восточно-Карская, 8 - Шмидтов-ская, 9 - Притаймырская, 15 - Лаптевский ПНГБ (1 - Западно-Лаптевский, 2 - Предлагггевоморский, 3 - Восгочно-Лаптевский, 4 - Бельковско-Столбовой); Д -Восточно-Арктический МНГБ: 16 - Восточно-Сибироморский ВНГБ (1 - Де-Лонговский, 2 - Вилькицкий, 3 - Приновосибирскии)-, Е - Арктический МНГБ: 17 - Новосибирско-Чукотский ПНГБ (1 - Благовещенский), 18 - Норвежско-Гренландский НГБ (1 - Западно-Шпицбергенский, 2 - Восточно-Гренландский, 3 - Норвежскоморский, 4 - Гренландскоморский), 19 - Евразийский ПНГБ (1 - Северо-Шпицбергенский, 2 - Северо-Франц-Иосифовский,
3 - Северо-Ушаковский, 4 - Северо-Земельский, 5 - Западно-Ломоносовский, 6 - Нансенский, 1 - Амундсенский), 20 - Ломоносовский ПНГБ (1 - Северо-Ло-моносовский, 2 - Центрально-Ломоносовский, 3 - Южно-Ломоносовский), 21 - Макаровский ПНГБ (1 - Восточно-Ломоносовский, 2 - Макаровский, 3 - Подводников, 4 - Северо-Новосибирский, 5 - Западно-Менделеевский), 22 - Менделеевский ПНГБ (1 - Северо-Менделеевский (Альфа), 2 - Южно-Менделеевский), 23 - Амеразийский ПНГБ (1 - Восточно-Менделеевский, 2 - Западно-Канадский, 3 - Северо-Чукотскии)-, месторождения УВ Гыдано-Ленской нефтега-зоперспективной зоны и сопредельных районов, тип флюида, год открытия: 1 - Северо-Тамбейское, ГК, 1982, 2 - Тасийское, ГК, 1988, 3-4 - Салмановское (Утреннее), НГК, 1979, 5 - Гыданское, Г, 1978, 6 - Солетско-Ханавэйское, ГК, 1985, 7 - Трехбугорное, Г, 1992, 8 - Восточно-Минховское, Г, 1991, 9 - Минхов-ское, Г, 1989, 10 - Тота-Яхинское, Г, 1984, 11 - Семаковское, Г, 1971, 12 - Антипаютинское, Г, 1978, 13 - Западно-Мессояхское, ГН, 1986, 14 - Восточ-но-Мессояхское, НГК, 1989,15-Ямбургское, НГК, 1969,16-Северо-Уренгойское, НГК, 1970,17 - Юрхаровское, НГК, 1970,18-Ен-Яхинское, НГК, 1976, 19 - Самбургское, НГК, 1978, 20 - Находкинское, НГ, 1974, 21 - Салекагтгское, НГК, 1986, 22 - Тазовское, НГК, 1962, 23 - Заполярное, НГК, 1965, 24 -
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
■д
а
О
Я 2?
гп с^
2 « Я оо
о
£
иО о
«&Е
УО
й-00 N¡2 и о ^ с I и сг.
структур или их частей. В пределах Арктических акваторий и сопредельных районах суши выделено 4 основных типа (см. рис. 9) бассейнов и ряд подтипов (в скобках): 1 — континентальных палеорифтов (внутриконти-нентальных, межконтинентальных, надрифтовых прогибов, депрессий); 2 — океанических рифтов и прилегающих глубоководных котловин; 3 — пассивных континентальных палеоокраин (внутренних зон, нетрансфор-мированных либо слабодеформированных столкновением плит, внешних зон и предорогенных прогибов, деформированных столкновением плит); 4 — орогенов столкновения плит. Среди них преобладают бассейны внутри континентальных рифтов, надрифтовых депрессий (Баренцевский, Надым-Тазовский, Карско-Гыданский, Енисейско-Хатангский, Норвежско-Гренландский) и пассивных континентальных палеоокраин (Тимано-Пе-чорский, Волго-Уральский, Лено-Вилюйский). Указанные типы бассейнов подразделены на подтипы (суббассейны). Например, бассейны палеоокраин состоят из суббассейнов внешних зон пассивных палеоокраин и предорогенных прогибов, суббассейнов внутренних зон пассивных палеоокраин. Большинство потенциально нефтегазоносных бассейнов также связаны в основном с пассивными континентальными палеоокраинами и с бассейнами рифтов, надрифтовых депрессий. Возможно, нефтегазоносные бассейны приурочены в основном к океаническим рифтам, океаническим котловинам, орогенам столкновения плит (см. рис. 9). Важно подчеркнуть, что для каждого бассейна, суббассейна указано: а — соответствующие плитотектонические структуры; б — время его формирования, т.е. расшифрованы модель строения бассейна, условия и время его образования.
Перспективы нефтегазоносности бассейнов разного типа
& ю" 2
~ со
(В
о с^
.г (в
гн « X
0) СО
¡2
Карско-Гыданский и Енисей-Хатангский газонефтеносные, Надым-Тазовский нефтегазоносный), Баренцевоморский газонефтеносный и Норвежско-Гренландский нефтегазоносный бассейны образовались за счет проявления континтинентального рифтогенеза и последующих эпи-рифтовых погружений.
Карско-Гыданский газонефтеносный бассейн состоит из нескольких рифтовых зон и эпирифтовых прогибов. В его пределах выделено три суббассейна: 1 — Приновоземельский, 2 — Ямальский, 3 — Гыданский. Здесь выделено несколько нефтеперспективных зон: Восточно-Пайхой-ская, Восточно-Новоземельская, Западно-Таймырская, Южно-Ямальская, Южно-Новоземельская, Восточно-Гыданская, Оленья, Южно-Карская, Южно-Карско-Свердрупская, Свердрупская, Южно-Карско-Гыданская, Северо-Гыданская, Западно-Мессояхская (см. рис. 9). В половине выделенных зон нефтегазонакопления открыты месторождения, в том числе и крупные. Так, в акватории Приновоземельского суббассейна обнаружено крупное месторождение Победа и выявлен ряд перспективных структур (рис. 11). Практически все выявленные структуры перспективны на поиски залежей нефти и газа.
Наиболее крупный по площади — Ямальский суббассейн. На его территории и акватории обнаружены Бованенковское, Крузенштернское, Ленинградское, Русановское и другие крупнейшие месторождения. Выявленные ловушки здесь высокоперспективны на поиски залежей газа, в меньшей степени — нефти.
Гыданский суббассейн по сравнению с Ямальским меньше по площади и числу обнаруженных месторождений. Однако здесь закартирован ряд
перспективных на нефть и газ структур (см. рис. 10), перспективы нефтегазоносности которых ниже, чем ловушек вышеописанных суббассейнов.
Енисей-Хатангский газонефтеносный бассейн приурочен к Енисей-Хатангской рифтовой зоне (см. рис. 10). Бассейн включает три суббассейна: 1 — Притаймырский, 2 — Мессояхский и 3 — Жданихинский. Притаймырский и Жданихинский суббассейны приурочены к эпирифто-вым прогибам, а Мессояхский — к крупной инверсионной структуре, возникшей в результате транспрессии. Суббассейны состоят из выявленных и возможных зон нефтегазонакопления: Южно-Таймырской надвиговой, Южно-Таймырской прибортовой, Южно-Таймырской бортовой — наименее перспективных, так как они сложно построены. Месторождения газа и нефти здесь обнаружены в юрско-меловом разрезе. Они связаны с ловушками различных типов. Наиболее крупные месторождения газоконденсата — Пеляткинское, Дерябинское, Северо-Соленинское, Западно- и Восточно-Мессоях-ские. Наиболее перспективны Мессояхская, Агапская, Боганидско-Жданихинская зоны. Предполагается, что с юрского периода [19] образование крупных месторождений в пределах Мессояхского вала обеспечивалось проницаемой зоной земной коры, а также большой мощностью осадочного чехла (18-20 км). Наиболее перспективной с учетом этой точки зрения является зона Мессояхского порога, где, помимо юрско-мелового разреза, возможны залежи газа и нефти в нижележащих толщах.
Надым-Тазовский нефтегазоносный бассейн приурочен к окончанию Ямальской, Уренгойской, Ху-досейской рифтовых зон Западно-Сибирского тафро-гена (см. рис. 10). В его пределах выделено три суббассейна: 1 — Приполярно-Уральский, 2 — Ямбургский, 3 — Надым-Тазовский. В пределах первого из них месторождений УВ не выявлено, а в зоне второго и третьего суббассейнов обнаружены крупнейшие месторождения нефти и газа (Ямбургское, Бованенковское и др.). Перспективы открытия месторождений УВ в пределах При-полярно-Уральского суббассейна ограничены из-за небольшой мощности осадочного чехла, а на территории других суббассейнов вероятность открытия новых месторождений высокая.
Баренцевский газонефтеносный бассейн соответствует Баренцевской рифтовой системе, где выделено четыре рифтовых зоны: Западно-Баренцевская, Центрально-Баренцевская, Восточно-Баренцевская и Святой Анны (см. рис. 10). Ранее выделенная Северо-Карская рифтовая зона [6] в свете новых геолого-гео-физических данных, скорее всего, отвечает пассивной континентальной палеоокраине Карского палеомикро-континента, образуя самостоятельный Северо-Карский потенциально нефтегазоносный бассейн.
В акватории Баренцевского тафрогена проявление рифтогенеза отмечено в ордовике — среднем девоне, в позднем девоне — раннем карбоне и особенно интенсивно в пермско-триасовое время. Интервалы проявления рифтогенеза сменялись интервалами эпирифтовых погружений.
Осадочный чехол Баренцевского газонефтеносного бассейна достигает 18 км, стратиграфический состав чехла — от ордовика до верхнего мела. Акватория Баренцева моря преимущественно газоносна. Здесь открыты крупные месторождения газа, газоконденсата в юрском (Штокмановское, Ледовое, Лудловское) и триасовом (Северо-Кильдинское, Мурманское) комплексах.
Перспективы нефтегазоносности газонефтеносных бассейнов связаны в первую очередь с терригенными отложениями триаса и юры и карбонатами палеозоя. Триасовые и ниже-среднеюрские отложения нефтегазоносны в ловушках антиклинального и неантиклинального типов в пределах инверсионных внутирифтовых валов, на склонах межрифтовых выступов, которые в процессе воздымания были расчленены врезами, заполненными песчаными телами. Юрский нефтегазоносный комплекс наиболее перспективен в южной части Баренцевского тафрогена, где развиты породы-коллек-торы хорошего качества, образованные в приливо-от-ливной зоне литорали, в пределах дельты и надежного верхнеюрского флюидоупора.
Карбонатные разрезы палеозоя наиболее перспективны в пределах Кольско-Канинской моноклинали, Адмиралтейского вала, поднятия Федынского.
В пределах Баренцевского газонефтеносного бассейна выявлено несколько десятков нефтегазоперспек-тивных объектов (см. рис. 11). Предполагается, что в большинстве из них будут выявлены залежи газа.
Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн. Нефтегазоносность басейна выявлена по всему разрезу осадочного чехла — от ордовикских до мезозойских отложений, отдельные нефтегазопроявления отмечены также в трещиноватой коре выветривания фундамента. Максимальные глубины, на которых отмечены нефтега-зопрояления, составляют 5-6 км, и есть основания встретить промышленные скопления на больших глубинах.
В осадочном чехле выделяется восемь нефтегазоносных комплексов. Наибольшее число залежей и разведанных запасов сосредоточено в среднедевон-нижнефран-ском терригенном комплексе, который отличается высокими коллекторским свойствами и перекрывается устойчивой покрышкой кыновско-саргаевских глин и глинистых известняков. Основной генерирующей толщей являются терригенные породы верхнего девона (доманика), которые являлись источником формирования залежей в верхнепалеозойском разрезе.
Основные текущие перспективы нефтегазоносности бассейна связаны с выявлением зон нефтегазона-
Рис. 10. ТИПЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ ЗАПАДНОЙ АРКТИКИ И СОПРЕДЕЛЬНЫХ РЕГИОНОВ
га §
О
в
н
>
и >
[\5
3
09 СГ
0
1 >
и §
о
о
э
и
СГ
£ н СГ
м
gfl
„ И
& Ш g 1
& H
* й
± X
l о
5 \D
щ «
6 g
I
a> S
Ч 3
w \o 4 s
о и
& s
1-й § g S § y i § § ä ä
2 О И С I E
копления в малоизученных районах внешней зоны пассивной окраины и Предуральского предорогенного прогиба, трансформированных столкновением плит. Здесь широко развиты надвиги, сдвиги, вдвиги, антиформы и проуроченные к ним ловушки нефти и газа. В первую очередь это Коротаихинский, Лемвинский. Предуральский суббассейны. Залежи нефти и газа в их пределах могут быть встречены в кунгурско-нижнеперм-ском и других комплексах. Перспективы выявления новых месторождений связаны также с карбонатными отложениями ордовика — нижнего девона (Хорейверский. Печоро-Колвинекий суббассейны), верхнего девона, карбона и нижней перми, а также с терригенными образованиями среднего и верхнего девона, карбона, верхней перми и триаса Варан-дей-Адзьвинского. Ижма-Печорского суббассейнов. В пределах нефтегазоносных бассейнов выделен ряд нефтегазоперспективных зон и участков [14].
Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн. В пределы исследованного региона входит лишь Казанско-Кажимский рифт. Отложения палеозоя здесь залегают на архей-нижнепротерозойском фундаменте в южной части рифта, на рифейских отложениях — в средней и на вендских — в северной.
В пределах Казанско-Кажимского рифта в отложениях терригенно-го девона открыто одно нефтяное месторождение (Проворовское) и отмечено много нефтепроявлений. Наиболее перспективным является тер-ригенный разрез девона. Второй по значимости — карбонатный комплекс верхнего девона — турне, где установлены нефтепроявления (Трофимов В.А., 2015).
Во многих потенциально нефтегазоносных бассейнах залежи нефти и газа пока не выявлены. Однако по региональным геологическим критериям, построениям здесь возможны открытия скоплений УВ.
Мезенский потенциально нефтегазоносный бассейн. В его пределах выделено два суббассейна и несколько возможных зон нефтегазона-копления. Сафоновский суббассейн связан с внешней зоной пассивной континентальной палеоокраины, деформированной столкновением плит, а Лешуконско-Пинежский принадлежит внутренней слабодеформирован-ной зоне пассивной окраины. Осадочный чехол потенциально нефтегазоносного бассейна представлен преимущественно терригенными континентальными и прибрежно-морскими породами рифея, толщина которых составляет 2,0-2,5 км во внутренней зоне пассивной окраины и 3-4 км во внешней. С учетом структурно-геодинамических и геохимических критериев возможные зоны нефтегазонакопления следует связывать с краевыми частями таких наиболее погруженных структурных зон, как Оменско-Сафоновская, Несско-Тылугская, Соянская, Мезенско-Олеминская, Кот-ласско-Яренская. Эти зоны расположены в контурах выделенных очагов генерации. В меньшей мере перспективны возможные зоны нефтегазонакопления (Архангельская, Восточно-Керецкая, Сафоновская), приуроченные к краевым ступеням грабенов.
Северо-Карский потенциально нефтегазоносный бассейн приурочен к пассивной континентальной палеоокраине Карского палеомикро-континента. В его пределах выделено три суббасейна: 1 — Тегеттгофа, 2 — Северо-Карский и 3 — Предсевероземельский. Первый из них евтязан со ступенью одноименного названия, второй — с внутренней, третий — с внешней зонами пассивной палеоокраины. В ранее выполненном районировании [9] указанные суббассейны входили в состав Баренцевоморско-го газонефтеносного бассейна. Однако новые геолого-геофизические и геохимические данные (Долгунов К.А. и др., 2011; Малышева C.B., 2014;
Рис. 11. РАЗМЕЩЕНИЕ НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ, МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА БАРЕНЦЕВО-КАРСКОГО РЕГИОНА (по [6])
200 км
1 - береговая линия; граница: 2-зоны спорных с Норвегией экономических интересов (до 2011 г.), 3-государственная России (с 2011 г.); 4-нефтегазоперспек-тивные объекты и их номера (1-263); месторождения УВ: 5 - газовые и газоконденсатные, 6 - нефтяные, 7- нефтегазовые и нефтегазоконденсатные
Мартиросян В.Н. и др., 2011; [13]) позволяют выделить самостоятельный Северо-Карский потенциально нефтегазоносный бассейн. Помимо упомянутых суббассейнов, в пределах рассматриваемого бассейна намечен ряд возможно нефтегазоносных зон (см. рис. 7, 8). Данные бурения здесь отсутствуют. Разрез осадочного чехла расчленен на два структурных этажа по геофизическим данным (Мартиросян В.Н. и др., 2011). Нижний этаж (PR+PZ) мощностью до 13 км умеренно дислоцирован. Верхний (T+KZ) с размывом и угловым несогласием перекрывает поверхность палеозоя и залегает практически горизонтально. Его мощность увеличивается с востока на запад от нескольких сот метров до б км. Значительная часть разреза нижнего этажа представлена карбонатами, при этом предполагается развитие рифов, соляных куполов, диапиров ([13]; Мартиросян В.Н. и др., 2011; Долгунов К.А. и др., 2011). Основные перспективы нефтегазоносности связываются с карбонатным разрезом палеозоя (прогиб Воронина, южный борт прогиба Уединения и др.).
Таким образом, проведенные исследования ([4, 7-9, 11, 12, 17] и др.) позволили составить карты, схемы нового поколения: а — плитотектонического районирования; б — литолого-палеогеографические; в — строения и типов фундамента; г — структурно-формацион-ных зон; е — типов нефтегазоносных бассейнов; ж — нефтегазогеологического районирования и оценки перспектив нефтегазоносности. Упомянутые карты, базирующиеся на теории тектоники литосферных плит, на взгляд авторов статьи, полнее раскрывают геологическое строение региона и повышают достоверность прогноза нефтегазоносности.
Литература
1. Аплонов C.B. Геодинамика глубоких осадочных бассейнов / C.B.Аплонов. - СПб.: Изд-во ЦГИ ТЕТИС, 2000.
2. Гаврилов В.П. Пояса нефтегазонакопления Арктики, перспективы их освоения / В.П.Гаврилов // Геология нефти и газа. — 2013. — № 1.
3. Зоненшайн Л.П. Тектоника литосферных плит территории СССР / Л.П.Зоненшайн, М.И.Кузьмин, Л.М.Натапов — М: Недра, 1990.
4. Клещев К.А. Геодинамическая эволюция и перспективы нефтегазоносности Арктики / К.А.Клещев, В.С.Шеин. — М.: Изд-во ВНИГНИ, 2008.
5. Лаверов Н.П. Геодинамическая модель развития Арктического бассейна и примыкающих территорий для мезозоя и кайнозоя и внешняя граница континентального шельфа России / Н.П.Лаверов, Л.И.Лобковский, М.В.Кононов и др. // Геотектоника. — 2013. — № 1.
6. Шеин В.А. Перспективы нефтегазоносности Западной Арктики и рекомендации по проведению геолого-разведочных работ на газ и нефть / В.А.Шеин // Геология нефти и газа. — 2014. — № 4.
7. Шеин B.C. Геология и нефтегазоносность России: 2 изд., переработанное и дополненное / В.С.Шеин. — М.: Изд-во ВНИГНИ. - 2012.
8. Шеин B.C. Тектоническое районирование и перспективы нефтегазоносности бассейнов Сибирской платформы / В.С.Шеин, Н.К.Фортунатова, С.В.Ивашко и др. // Геология нефти и газа. — 2013. — Спецвыпуск.
9. Шеин B.C. Нефтегазогеологическое районирование территорий и акваторий России / В.С.Шеин // Геология нефти и газа. — 2015. — № 6.
10. Хаин В.Е. Тектоника континентов и океанов (год 2000) / В.Е.Хаин. - М.: Научный мир, 2001.
11. Фортунатова Н.К. Строение и перспективы нефтегазоносности венд-нижнекембрийских отложений Непско-Бо-туобинской антеклизы и ее обрамления / Н.К.Фортунатова,
A.Г.Швец-Тэнета-Гурий, В.Н.Ларкин // Геология нефти и газа. - 2010. - № 5.
12. Шеин B.C. Тектоническое строение и перспективы нефтегазоносности Баренцево-Карского региона / В.С.Шеин,
B.А.Шеин // Геология нефти и газа. — 2011. — № 2.
13. Супруненко О.И. Геолого-геофизическое районирование севера Баренцева-Карского шельфа по данным сейсморазведки / О.И.Супруненко, В.И.Устрицкий, О.И.Зуйкова и др. // Геология нефти и газа. — 2009. — № 4.
PLATE TECTONICS AND OIL AND GAS GEOLOGICAL ZONING OF THE WESTERN ARCTIC AND ADJACENT REGIONS
Shein VS., Alferenok A.V., Kalamkaroo SL„ Knipper AA (FGBCJ "All-Russian Scientific Research Geological Petroleum Institute"), Shein VA (OOO "Scientific Research Institute of Natural Gases and Gas Technologies - Gazprom VNIIGaz")
The authors have considered geodynamic evolution, plate tectonics and oil and gas geological zoning of the western Arctic and adjacent regions, identified basins of various types and evaluated oil and gas potential of these objects. The zoning map shows deep plate tectonic structures: paleo-continents (Siberian, East European), paleo- meso-continents (Barentsia, West Siberia, Arc-tida), collision orogens, plate collision sutures and transform faults. The paleo-meso-continents are comprised of paleo-micro-con-tinents. For instance, the Barentsia includes the Svalbar and Pechora paleomicrocontinents, Western Siberia comprises the Khan-ty-Mansiysk and Nyadoyakh paleomicrocontinents, and the Arctida is split into the Kara, Novosibirsk, Chukotka, Alfa-Mendeleev, Ermak and Lomonosov paleomicrocontinents. The paleomicrocontinents are encircled by the Novaya-Zemlia, Central Taimyr and other orogens and sutures resulted from plate collision. In their turn, these deep structures are complicated by rifts, above-rift depressions, deeps, passive continental paleo-margins and other structures of the sedimentary cover.
Key words: basin; paleocontinent; passive paleo-margin; oil and gas potential; uplift; deep; rift.
14. Варламов А.И. Количественная оценка ресурсного потенциала углеводородного сырья России и ближайшие перспективы наращивания его разведанной части / А.И.Варламов, А.П.Афанасенков, М.И.Лоджевская и др. // Геология нефти и газа. — 2013. — Спецвыпуск.
15. Сенин Б.В. Проблема воспроизводства и количественной оценки углеводородных ресурсов морских нефтегазоносных провинций России / Б.В.Сенин, А.П.Афанасенков, М.И.Леончик, И.Н.Пешкова // Геология нефти и газа. — 2012. - № 5.
16. Афанасенков А.П. К уточнению модели нефтегазо-геологического районирования Арктического шельфа России в свете современных геолого-геофизических данных / А.П.Афанасенков, Б.В.Сенин, М.И.Леончик // Геология нефти и газа. - 2016. - № 4.
17. Пайразян В.В. Углеводородные системы / В.В.Пай-разян. — М.: Спутник, 2010.
18. Ahlbrandt T.S. Global Resource Estimates from Total Petroleum Systems; Оценка ресурсов нефти и газа в нефтегазовых системах мира: пер. с англ. / T.S.Ahlbrandt, R.R.Char-pentier, C.J.Schenk, G.F.UImishek. - M.: Изд-во ВНИГНИ, 2008.
19. Харахинов В.В. Мессояхский порог — уникальный нефтегазогеологический объект на севере Сибири / В.В.Харахинов, Н.М.Кулишкин, С.И.Шлёнкин // Геология нефти и газа. - 2013. - № 5.
20. Варламов А.И. Основная проблема нефтегазовой геологии и прогноз прироста запасов к 2030 г. / А.И.Варламов // Материалы Всероссийского совещания «Проблемы геологии нефти и газа. — М.: — 2015.
О Коллектив авторов, 2017
Василий Степанович Шеин, заведующий отделом, доктор геолого-минералогических наук, sheinvs@vnigni.ru;
Александр Викторович Алференок, ведущий научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, info@vnigni.ru;
Сергей Львович Каламкаров, старший научный сотрудник, kalamkarov@vnigni.ru;
Андрей Александрович Книппер, геолог 1 категории, knipper@vnigni.ru;
Всеволод Алексеевич Шеин, заместитель начальника лаборатории, кандидат геолого-минералогических наук, V.Shein@vniigaz.gazprom.ru.
