CC BY
36
УДК 553.98
ПОЯСА НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ АРКТИКИ, ПЕРСПЕКТИВЫ ИХ ОСВОЕНИЯ
В.П.Гаврилов (Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина)
В статье рассматриваются основополагающие закономерности накопления и пространственного размещения месторождений нефти и газа в Арктике, на долю которой приходится около 40 % всех мировых запасов УВ. Одной из таких закономерностей, по мнению автора, является поясное распространение нефтегазоносных бассейнов. Выделяются пояса рифтогенного и субдукционно-обдукционного типов. Дается их геологическая и генетическая характеристики, прогнозируется фазовая составляющая УВ. Освоение нефтегазовых ресурсов Арктики предлагается проводить поэтапно с учетом политических, экономических и экологических рисков.
Ключевые слова: Арктика; пояса нефтегазонакопления; поэтапное освоение ресурсов.
Арктика — важнейший резерв УВ-сырья на перспективу. По оценкам исследователей, извлекаемые запасы составляют здесь около 135 млрд т н.э. при 25%-м содержании жидких УВ [1]. Доля арктических УВ достигает почти 40 % всех выявленных мировых запасов в нефтяном эквиваленте.
Проблема освоения УВ-ресур-сов Арктики — одна из наиболее актуальных и обсуждаемых тем в настоящее время [4]. Эффективное продвижение по пути ее решения возможно при условии выявления адекватных закономерностей неф-тегазонакопления в Арктическом регионе.
Одной из таких глобальных закономерностей является поясное распространение нефтегазоносных бассейнов. Ряд исследователей, в частности М.Д.Белонин, Ю.Н.Григо-ренко (2007), все бассейны Арктики объединяют в Северный пояс нефтегазонакопления, который охватывает арктические акватории, граничащие с Евразией и Северной Америкой. По мнению автора статьи, подобное выделение пояса производится в значительной степени формально по геометрическому признаку, т.е. по концентрации нефтегазоносных бассейнов (НГБ) вдоль
побережий. В Северный пояс нефтегазонакопления попадают разнородные по своему происхождению структуры, что не отражает генетической сущности поясов нефтегазо-накопления, хотя сама идея выделения надпорядковых категорий при нефтегазогеологическом районировании представляется прогрессивной и заслуживающей внимания.
При выделении поясов нефте-газонакопления необходимо руководствоваться причинами их происхождения и развития. Главной же причиной является геодинамический режим недр [6]. Исходя из этого, под поясом нефтегазонакопления предлагается понимать ассоциацию территориально близких НГБ (провинций или областей), в пределах которых образование и накопление нефти и газа протекали под влиянием определяющего геодинамического режима недр. Таким образом, процессы образования и накопления УВ в земной коре генетически связываются с геодинамической эволюцией литосферы.
В соответствии с исследованиями автора статьи, геодинамическая эволюция литосферы заключается в закономерном сочетании стадий и фаз, приводящих к раскрытию и за-
крытию океанических структур литосферы. В целом они составляют полный геодинамический цикл эволюции (аналог цикла Вильсона), а его геологическая активность напрямую зависит от энергетики земных недр. С точки зрения нефтега-зообразования наиболее благоприятны те стадии и фазы геодинамического цикла, которые характеризуются наибольшей энергетической активностью. К ним относятся прежде всего фаза морского рифта, проявляющаяся в начале раскрытия океанов, и субдукционно-обдукционная (коллизионная) фаза, завершающая их развитие. Исходя из этого, выделяются три основных механизма и три модели нефтега-зообразования: рифтогенная, суб-дукционно-обдукционная и депрес-сионная (бассейновая), которые приводят к формированию поясов нефтегазонакопления соответственно рифтогенного, субдукцион-но-обдукционного и депрессионно-го типов [6].
Рифтогенные пояса либо протягиваются по окраинам современных материков (окраинно-конти-нентальные), либо располагаются внутри них (внутриконтиненталь-ные). Рифтовые системы, которые не трансформировались в океаны,
в современной структуре земной коры представлены внутриконти-нентальными рифтами с мощными надрифтовыми впадинами (синекли-зами). В совокупности они образуют внутриконтинентальные рифтоген-ные пояса нефтегазонакопления.
Если рифтовые системы в процессе эволюции литосферы преобразовывались в океанические бассейны, то внутриконтинентальные системы рифтов оказывались разобщенными с симметрично удаленными друг от друга фрагментами. В современной структуре земной коры они существуют в виде парных (бимодальных) окраинно-кон-тинентальных рифтогенных поясов нефтегазонакопления и соответствуют пассивным континентальным окраинам.
Рифтогенные пояса нефтегазо-накопления отличаются друг от друга временем заложения и развития, как правило, имеют длительную геологическую историю — 150-200 млн лет. Наряду с этим в современной структуре коры могут существовать и молодые пояса нефтегазонакопления (например, рифт Красного моря).
Субдукционно-обдукционные пояса нефтегазонакопления располагаются по окраинам нынешних континентальных платформ — в прошлом коллизионных зон. В современном тектоническом плане им соответствуют линейные прогибы, вытянутые вдоль контакта платформенных равнин с горными системами (передовые прогибы), а также смежные платформенные склоны, образующие в совокупности краевые системы. В настоящее время они трассируются на континентах, но в период накопления осадочных пород и ОВ представляли собой океанические зоны субдукции и об-дукции — места столкновения лито-сферных плит. В зависимости от времени образования субдукцион-но-обдукционные пояса бывают палеозойские, мезозойские и кайнозойские. Причем в пределах по-
следних (окраины Тихого океана) процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления еще далеко не завершены, а образующиеся УВ находятся большей частью в дисперсном (рассеянном) состоянии.
Депрессионные пояса нефтегазонакопления находятся во внутренних областях некоторых континентов, не осложненных рифтоге-незом. Созревание ОВ в их пределах полностью зависит от времени попадания потенциально нефтега-зоматеринской толщи в главную зону нефтегазообразования, что определяется глубиной погружения исходного пласта. В связи с этим начало процесса нефтегазообразо-вания затягивается, а сам процесс протекает сравнительно медленно, зачастую полностью не реализуя нефтегазопроизводящий потенциал осадков.
Исходя из изложенных теоретических представлений, сформулируем авторское понимание выделения и классификации поясов нефтегазонакопления Арктики. При этом учтем три обстоятельства.
Во-первых, некоторые, особенно протяженные пояса заходят в Арктику лишь своей относительно незначительной частью. Большая же их территория располагается в пределах прилегающих континентов. Например, Баренцево-Каспий-ский пояс нефтегазонакопления протягивается от северной оконечности архипелага Новая Земля до Северного Каспия (включительно) на расстояние почти 3 тыс. км. В Арктику заходит лишь четвертая (северная) часть этого пояса. Таким образом, арктические пояса нефте-газонакопления разнообразны не только по генезису, но и территориальной принадлежности.
Во-вторых, размеры арктических поясов нефтегазонакопления разные. Если одни имеют протяженность 1,5-2,0 тыс. км, то другие едва насчитывают 700-800 км. Поэтому выделяем, в значительной степени условно, пояса и субпояса
-OIL AND GAS GEOLOGY, 1*2013-
нефтегазонакопления, подчеркивая тем самым их геометрические размеры. В пределах поясов можно вычленить несколько НГБ, а субпоясам соответствует, как правило, лишь один одноименный НГБ.
В-третьих, слабая геолого-геофизическая изученность Арктики не позволяет с равной степенью достоверности определить границы поясов и субпоясов нефтегазона-копления. Положение некоторых из них определено в значительной степени условно и может быть пересмотрено по мере получения новых данных.
Неизменным остается принцип, положенный в основу их выделения, — геодинамический режим недр, который предопределяет их геологический облик, характер нефтегазоносности и фазовую зональность.
Геодинамические события, протекавшие в Арктике на протяжении последних 200-250 млн лет (ме-зо-кайнозой), выражались в коллизии литосферных плит и их деструкции путем рифтогенеза (рис. 1). Наиболее значимые коллизионные процессы происходили по восточным окраинам Восточно-Европейской и Сибирской древних платформ.
В первом случае это было связано с закрытием Уральского па-леоокеана в палеозойскую эру и выражалось в последовательном столкновении континентов и микроконтинентов с Восточно-Европейским континентом (Евроамерикой). Во втором случае коллизионные процессы мезозойского времени проявлялись в надвигании на окраины древних платформ (Сибирской, СевероАмериканской и, предположительно, Гиперборейской) аккреционных комплексов мезозоя и кайнозоя.
Рифтогенез, зафиксированный в пределах Арктики, был различного генезиса. С одной стороны, это был внутриконтиненталь-ный рифтогенез, не сопровождавшийся раскрытием океана (Северное море, Ямало-Карский регион,
■■■И
Рис. 1. ГЕОДИНАМИЧЕСКАЯ СХЕМА АРКТИКИ
1 - субдукционно-обдукционные зоны: а - установленные, б - предполагаемые; рифты: 2 - основные внутриконтиненталь-ные, 3 - окраинно-континентальные; 4 - рифтовая система Северной Атлантики и Северного Ледовитого океана; индексы -время активного проявления
море Лаптевых). С другой стороны, рифтогенез имел окраинно-конти-нентальный характер и обусловил раскрытие Северного Ледовитого океана и оформление континентальных окраин.
При определении ресурсного потенциала поясов и НГБ, входящих в их состав, автор статьи исходит из градации, предложенной М.Д.Бело-ниным и Ю.Н.Григоренко [1], а именно: бассейны с начальными суммарными ресурсами УВ > 20 млрд т н.э. и средней плотностью ресурсов 70-80 тыс. т/км2 рассматриваются как высокоресурсные, а бассейны с начальными суммарными ресурсами УВ < 20 млрд т н.э. и средней плотностью ресурсов 20-30 тыс. т/км2 — как среднересурсные.
С учетом изложенного, предлагается выделять следующие пояса и
субпояса нефтегазонакопления Арктики (рис. 2, таблица).
Пояса нефтегазонакопления рифтогенного типа в пределах Арктики представлены двумя подтипами: внутриконтинентальными и окра-инно-континентальными. К первым относятся Североморский, Ямало-Карский и Лаптевский субпояса, ко вторым — Норвежский, СевероРоссийский и Северо-Канадский. В пределах российской акватории находятся Ямало-Карский и Лаптев-ский субпояса и Северо-Россий-ский пояс потенциального нефтега-зонакопления.
Ямало-Карский (Южно-Карский) рифтогенный субпояс нефтегазона-копления внутриконтинентального типа обязан своим происхождением мощным рифтогенным процессам, которые проявлялись в конце
палеозоя — начале мезозоя, преимущественно в триасовое время. Воздействие мантийных плюмов привело к деструкции разнородного эпи-палеозойского Западно-Сибирского континента и заложению системы Колтогоро-Уренгойских рифтов. В их пределах зафиксированы снижение скорости сейсмических волн в верхней мантии до 7,9 км/с, повышение теплового потока, характерные субмеридиональные магнитные аномалии. В купе это дало возможность исследователям предположить симметричное раскрытие в северной части Западной Сибири Обского палеоокеана как фрагмента более масштабного Уральского палеоокеана. Время раскрытия, по данным С.В.Аплонова, определено в интервале 235-218 млн лет (средний — поздний триас), а его
1 - рифтовая долина Северо-Ледовитого океана; 2 - пояса и субпояса нефтегазонакопления (I - Североморский, II - Норвежский, III - Северо-Российский, IV - Баренцево-Каспийский, V - Ямало-Карский, VI - Лаптевский, VII - Предверхоянско-Пред-кордильерский, VIII- Северо-Канадский, IX- Хатангский (?), X- Гиперборейский (?), XI- Канадской котловины (?); 3 - НГБ (1 -Североморский, 2 - Норвежский, 3 - Западно-Баренцевский, 4 - Восточно-Баренцевский, 5 - Тимано-Печорский, 6 - Яма-ло-Карский, 7 - Северо-Карский, 8 -Лаптевский, 9 - Лено-Вилюйский, 10 - Новосибирско-Северо-Чукотский, 11 - Южно-Чукотский, 12 - Северо-Аляскинский, 13 - Бофорта-Маккензи, 14 - Мелвилл-Виктория, 15 - Свердруп, 16 - Джонс-Ланкастер, 17 - Баффино-Лабрадорский, 18 -Ванделя, 19 -Восточно-Гренландский); 4 - пояса субдукционно-обдукционного типа; риф-тогенные субпояса: 5 - внутриконтинентального типа, 6 - окраинно-континентального типа
значение в северной части п-ова Ямал достигало 270 км при средней скорости 1,6 см/год. Появление клиновидного Обского палеоокеана, просуществовавшего всего 17 млн лет, привело к образованию внутриконтинентального рифта, который впоследствии трансформировался в над-рифтовую синеклизу с мощностью осадков преимущественно мезо-кай-нозойского возраста до 10-12 км. Время активного развития субпояса приходится на мезозойскую эру.
В пределах Ямало-Карского субпояса выявлены десятки гигантских газоконденсатных месторождений как на суше (п-ов Ямал), так и в акваториях Карского моря, Обской и Тазовской губ. Характерно преобладание газовой компоненты. Общие выявленные запасы газа оцениваются в 70 млрд м3.
В нижнемеловых и юрских отложениях имеются залежи легкой и очень легкой нефти плотностью 0,83 г/см3 и меньше. Содержание
серы менее 0,5 %, асфальтенов в пределах 1 % [3]. Такие нефти характерны для рифтогенных поясов нефтегазонакопления [14]. Некоторые исследователи оценивают потенциальные ресурсы жидких УВ субпояса почти в 3 млрд т [13].
Важной отличительной особенностью рассматриваемого субпояса является допущение активного абиогенного образования УВ-газа в рифтовой долине Обского палео-океана [9]. Это доказывается раз-
Типы поясов и субпоясов нефтегазонакопления в Арктике
Тип пояса (субпояса) Название пояса (субпояса) Время заложения и развития Фазовая зональность Ресурсный потенциал Нефтегазоносные и потенциально нефтегазоносные бассейны
Баренцево-Каспийский (северная часть) рг-мг-. Газ, нефть (газонефтяной) Высокоресурсный Восточно-Барен-цевский (Баренце-во-Карский), Тима-но-Печорский
Субдукционно-обдукционный Предверхоянско-Предкордильерский мг-кг То же Лено-Вилюйский, Новосибирско-Се- веро-Чукотский, Южно-Чукотский, Северо-Аляскин- ский
Рифтогенный Окраинно-континентальный Северо-Канадский Норвежский мг-кг мг-кг Преимущественно газ Средне-ресурсный Восточно-Гренландский, Ванделя, Сверд-руп, Мелвилл-Вик-тория, Бофорта-Мак-кензи, Джонс-Ланкастер, Баффино-Лабрадорский Западно-Норвежский, Норвежско-Баренцевский (Западно-Барен-цевский)
Северо-Российский мг-кг То же " Северо-Карский
Североморский рг-мг1 Газ, нефть (газонефтяной) Высокоресурсный Североморский
Внутри-континентальный Ямало-Карский (Южно-Карский) Лаптевский (Ана-баро-Лаптевский) мг мг-кг Преимущественно газ То же " Ямало-Карский Лаптевский
Гиперборейский ? " ? ?
Не установленного типа Канадской котловины Хатангский (Енисей-Хатангский) ? рг-мг (?) Газ, нефть (газонефтяной) (?) ? Высокоресурсный (?) ? Хатангский
витием значительных газопроявлений ниже вскрытых нефтегазомате-ринских свит, обогащением метана в отложениях глубже 6 км тяжелыми изотопами углерода, увеличением содержания СО2 в базальных породах [15]. По мнению автора статьи, УВ-поток абиогенного происхождения постоянно вторгается в
вышезалегающие осадочные толщи, создавая в ряде случаев аномально высокие пластовые давления.
При определении фазовой зональности поясов нефтегазонакопления Арктики учитывались тип ке-рогена, степень зрелости ОВ, водородный индекс, бассейновое моделирование по основным и потен-
циальным НГБ Арктики, проведенное Ю.И.Галушкиным. С учетом этого составлена схема нефтега-зопродуцирующих возможностей НГБ российского сектора Арктики (рис. 3). Ямало-Карский субпояс рассматривается как высокоресурсный с преимущественным газонакоплением.
Рис. 3. СХЕМА НЕФТЕГАЗОПРОДУЦИРУЮЩИХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ НГБ РОССИЙСКОГО СЕКТОРА АРКТИКИ
Восточно-Баренцевский НГБ
северо-восток центр юг
Адмиралтейский Штокман Северо-вал Долгинская
Ямало-Карский НГБ юго-запад юг
Мантейская Бованенковская
Лаптевский НГБ Усть-Ленский грабен центр борт
K+Q J Т Р С D
До D
Ш 1 Ш 2 Ш 3 Ш 4 Ш
Новосибирско-Северо-Чукот-ский НГБ
— ^2+3 P+N Olg+N K+N / /Т3 / т2 к р3+т,
— Jl ...""'--....К \ Еосз \.Еос2 \ Eo'tH.
\ '2 \ \ "1 \ \ \ \ \
// '/ /. '' / / / / \ J \т
K+Pte
\ До Т|
1 - нефть; 2 - нефть + газ; 3 - газ + нефть; 4 - газ; 5 - незрелая органика
Лаптевский (Анабаро-Лаптев-ский) рифтогенный субпояс потенциального нефтегазонакопления внутриконтинентального типа расположен на стыке Сибирской древней платформы и эпимезозойской плиты. Сюда же продолжаются средин-но-океанический хребет Гаккеля и рифтовая долина Северного Ледовитого океана, которая вторгается в дельту р.Лена (Усть-Ленский грабен), сложенную мощным комплексом молодых осадочных образований. Усть-Ленский грабен, представляющий собой систему сопряженных горстов и грабенов, протягивается на расстояние 600 км (при ширине 30-40 км) от устья р.Лены до материкового склона, где сливается с рифтом хребта Гаккеля. Для грабена характерно приближенное положение мантии, подошва коры находится на глубине 21 км, что создает мощный тепловой прогрев чехла.
Нефтегазоносность Лаптевско-го субпояса подтверждается непромышленными залежами нефти, обнаруженными в прибрежной зоне Нордвикского района на глубине 1,2-1,6 км (пермотриас). Непосредственно в море установлены аномальные зоны в донных осадках с высоким содержанием УВ-га-зов до 1 см3/кг [11].
В совокупности этот субпояс можно рассматривать как весьма
перспективный в нефтегазоносном отношении регион, активно развившийся в мезо-кайнозое. Особое внимание заслуживает дельта р.Лены, которая трактуется как новый потенциальный узел (центр, полюс) нефтегазонакопления [6]. Сочетание мощного осадочного чехла (> 5 км) и высокого теплового потока, идущего от развивающегося рифта, создает весьма благоприятные условия для нефтегазообразования. Рассматриваемый субпояс следует квалифицировать как высокоресурсный с преобладанием газовой компоненты (см. рис. 3). В его пределах можно выделить лишь один одноименный потенциально нефтегазоносный бассейн. Не исключено, что в нефтегазоносный потенциал этого субпояса следует включать и более древние отложения палеозоя и венда. По мнению ряда исследователей, в море Лаптевых продолжается древняя Сибирская платформа с нефтегазоматеринскими свитами кембрия, ордовика и силура [11]. В этом случае верхние (ме-зо-кайнозойские) комплексы осадочного чехла будут преимущественно газоносными, а нижние (палеозойские) могут содержать и залежи нефти.
Северо-Российский рифтоген-ный субпояс потенциального неф-тегазонакопления окраинно-конти-
нентального типа протягивается по северной периферии островов Шпицберген, Земли Франца-Иосифа и Новосибирских, соответствует южной пассивной окраине Северного Ледовитого океана, формировавшейся в мезо-кайнозойское время. Судить о его УВ-потенциале в настоящее время не представляется возможным в связи с отсутствием геолого-геофизических данных. Предположительно его можно рассматривать как среднересурсный пояс преимущественно газонакопления.
Субдукционно-обдукционные пояса нефтегазонакопления наиболее значимы по своим размерам, хотя в Арктике располагается их незначительная часть. В основном они трассируются на прилегающих континентах. К такому типу поясов в пределах исследуемого региона относятся Баренцево-Каспийский и Предверхоянско-Предкордильерский.
Баренцево-Каспийский пояс нефтегазонакопления протягивается, как уже указывалось, от северной оконечности архипелага Новая Земля до Северного Каспия. В арктические пределы заходит лишь его северное окончание в составе Ти-мано-Печорского и Восточно-Ба-ренцевского НГБ.
Возникновение и эволюция рассматриваемого пояса происхо-
Рис. 4. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЙ ПАЛЕОГЕОДИНАМИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПО ЛИНИИ о-в ШПИЦБЕРГЕН - ОБСКАЯ ГУБА [9]
Литосферные плиты: 1 - Карская, 2 - Бареицевская; 3 - мантия; 4 - конвекционный поток; 5 - "отмерший" конвекционный поток; 6 - морской бассейн; 7 - лист-рические сбросы
дили под влиянием субдукцион-но-обдукционного геодинамического режима в период развития и закрытия Уральского палеоокеана. Процессы протекали вдоль пассивной окраины Восточно-Европейского континента (Евроамерики), начиная с позднего девона на юге (При-каспий) до триас-раннеюрского времени на севере (архипелаг Новая Земля), поэтому время формирования пояса — от позднего палеозоя до раннего мезозоя.
Если геодинамическая природа Южного, Среднего и Северного Урала в принципе понятна и освещена в литературе [8, 12, 19], то геодинамическая модель архипелага Новая Земля и Приновоземель-ского шельфа во многом дискусси-
онна и не имеет однозначного решения. Автор статьи предлагает рассматривать этот регион как зону ограниченной субдукции, возникшей в триасовое время в результате раскрытия северного сегмента Уральского палеоокеана (Обский па-леоокеан) [9]. Эти процессы могли создать ощутимое боковое давление, которое было способно привести к возникновению ограниченной субдукции на границах Баренцев-ской и Карской плит. В течение большей части мезозоя под край Ба-ренцевской плиты заглублялась более тонкая Карская литосфера. Не исключено, что это сопровождалось проявлением вулканизма, по крайней мере, в триасовый период (рис. 4).
Под влиянием заглублявшейся Карской плиты восточный край Ба-ренцевской плиты оказался приподнят и по системе образовавшихся листрических сбросов расколот на серию косопадающих блоков, один из которых образовал о-ва Новой Земли, а более погруженный западный блок — Адмиралтейский вал (см. рис. 4). Таким образом, о-ва Новой Земли в геологическом смысле следует понимать как одни из блоков восточного края Баренцев-ской плиты (континента), поднятых в результате ограниченной субдук-ции Карской литосферной плиты.
Современный сравнительно глубоководный прогиб, вытянутый вдоль западной окраины о-вов Новая Земля, трактуется как мезозойский глубоководный желоб, "засыпанный" мезо-кайнозойскими осадками, но сохранившийся в современном рельефе дна Карского моря.
Баренцево-Каспийский пояс отличается газо- и нефтенакопле-нием. Залежи нефти связаны главным образом с палеозойскими и отчасти с триасовыми комплексами. Юрские отложения газоносны, залежи появляются там, где увеличивается мощность юры, в частности в Восточно-Баренцевской синеклизе. Нефти средне- и высокоплотные (до 0,97 г/м3, Ярегское месторождение), обогащены микроэлементами (титан, ванадий и др.), смолистые, асфальтеновые. Такие нефти присущи поясам нефтегазонакопле-ния субдукционно-обдукционного типа [14].
Баренцевско-Каспийский пояс в целом следует квалифицировать как газонефтяной. В полной мере это относится и к его северному сегменту — Восточно-Баренцевско-му бассейну. По поводу его фазовой зональности имеются и другие суждения. Так, В.С.Вовк, С.М.Карнаухов, В.А.Скоробогатов считают, что недра этого региона преимущественно газоносны: "в объеме пород уже открытых месторождений шельфа Баренцева моря отсут-
CTByiOT He^TAHbie CKon.eHMA/ 3a.e-wh ("ie^Tbi h He naxHeT") [5, c. 17]. 3Ta oueHKa 6a3ipyeTCA b ochobhom Ha LUToKMaHoBCKoM ra3oKoHAeHcaT-hom MecropowAeHMi c 3anacaMM 3,9 Tp.H m3 b BepxHeipcKHx nopo-Aax. Mcxoaa h3 3Toro, aBTopb AaoT oueHKy oTHorneHHA ra3oBoro/ He-^TAHoro noTeHö^a^a perioHa KaK 27,5 Tp.H m3/4,0-12,9 m.pa t.
no MHeHHi aBTopa CTaTbi, b 3ToMy c.yHae npaKTMHecKM He yHM-TbBaeTCA noTeHöia. whakhx YB na-.eo3oMcKoro KoMn.eKca, KoTopbM b öeHTpa^bHbx HacTAx BocroHHo-Ba-peHöeBCKon CMHeK.M3bi cm.üho no-rpyweH h npaKTMHecKM He AocAraeM A.a coBpeMeHHoro 6ypeHMA. OflHa-ko b 6opToBbx paMoHax CMHeK.M3bi oh Bno.He AocTyneH a.a 6ypeHMA CKBawiH.
na.eo3oficKMe oT.oweHMA, M3y-neHHbie no paMoHaM TiMaHo-neHop-ckom npoBMHöMM, o-bob HoBaA 3eM-.a, CeBepHaA 3eM.A h ap., xapaKTe-piM3yiOTCA Ha.HHieM AocTaToHHo Mo^Hbx He^TeMaTepiHCKix cbht (flo 500 m) b AeBoHCKix, a b oTAe.b-Hbx paMoHax h b CM.ypMMCKMx h op-floBHK-KeM6piMCKHx o6pa3oBaHMAx. no AaHHbM W.H.rpiropeHKo h ap. [10], He^TeMaTepiHCKie CBiTb na-.eo3oA HMeoT canpone.eBbM cocTaB KeporeHa, BbcoKie 3HaHeHMA Copr (flo 15 %) m BoflopoflHoro HHfleKca (ao 600 Mr YB/Copr), hto CBifleTe^bCTBy-eT o6 hx BbcoKoM He^TAHoM noTeH-öMa.e. B öe^oM n.oTHocTb pecypcoB YB BocToHHo-BapeHöeBCKoro 6ac-ceMia oöeHiBaoT b 241 TbC. t/km2. 3to flaeT ocHoBaHMA paccMaTpiBaTb ero KaK BbcoKopecypcHbM 6acceMH c Hana-^bHbMi cyMMapHbMi pecypcaMi YB 6o.nee 20 M.pA t h.s. h cpeAHeM n.oT-HocTbO 3anacoB b 70-80 TbC. t/km2.
noBbiweHHbiMM nepcneKTiBaMi o6iapyweHMA 3a.eweM He^Ti b na-.eo3oficKMx nopoflax o6.aAaoT ko-conaflao^ie 6.okh, HaA KoTopbMM b oT.oweHMAx Hex.a c^opMMpoBa.MCb KpynHbe Ba.noo6pa3Hbie noAHATMA (AflMipa^TeMCKiM Ba. h ap.). B npe-fle.ax nepBoro nepcneKTiBHbMi b He^Tera3oHocHoM oTHorneHii h ao-
CTynHbMH A.A 6ypeHHA AB.AOTCA BepxHeäeBoHCKie h KaMeHHoyro.b-Hbe KoMn.eKCb [18]. Bo.ee norpy-weHHbie opAoBiK-ci^ypiMcKie o6-pa3oBaHiA, He MeHee nepcneKTiBHbe b He$Tera3oHocHoM oTHorneHii, Ha-xoaatca Ha r.y6iHe 5-6 km, hto CAepwiBaeT hx ocBoeHie no TexHi-HecKMM npiHiHaM. OäHaKo Ha npi.e-raoieM cyme o-bob HoBaA 3eM.A ohm Bno.He AocTynHb a.a iccneAo-BaHiA, xapaKTepi3yoTCA BbcoKMM coäepwaHieM OB, MoryT 6bTb He$-TeMaTepiHCKHMH h 3a.eraoT Ha cpaB-HiTe.bHo He6o.bmoM r.y6iHe — ot coTeH MeTpoB ao nepBbx Ki.oMeT-poB. TaKiM o6pa3oM, CTaBMTCA bo-npoc o npoBeAeHii noiCKoBo-pa3Be-AoHHbx pa6oT Ha He^Tb h ra3 Heno-cpeACTBeHHo Ha o-Bax Hobom 3eM.i. KpoMe ci.ypa, o6teKToM noiCKa MoryT 6bTb h Apyrie oT.o^eHHA hh^-Hero na.eo3oA, a TaK^e h pi^eA — BeHAa.
Ha npiHoBo3eMe.bCKoM we.b-^e nepBoonepeAHbMi o6teKTaMi reo.oro-pa3BeäoHHbx pa6oT c.eAy-eT paccMaTpiBaTb AäMipa.TeMcKyo m naxTycoBCKyo CTpyKTypb, npmeM noc.eAHAA 6o.ee npeAnoHTiTe.bHa. Ee n.o^aAb AocTiraeT 3 TbC. km2, a aMn.iTyAa Ha 200 m npeBbmaeT aM-n.MTyäy AAMipa.TeMcKoM CTpyKTypb. npi r.y6iHe 4,5 km 3Aecb mo^ho BCKpbTb m onpo6oBaTb bo3mo^ho He^-TeHocHbe AeBoHCKie oT.o^eHiA [16].
KpoMe yKa3aHHbx o6teKToB, npaKTHHecKiM iHTepec a.a noiCKoB 3a.ewefi YB b BepxHena.eo3oMcKix oT.o^eHiAx Ha npiHoBo3eMe.bCKoM me.b^e npeACTaB.AOT ÄMiTpieB-CKaA, Me^Ay^apcKaA, nanaHiHCKaA CTpyKTypb.
npedßepxoxHCKO-npedKopdu-AbepcKuü none He^Tera3oHaKon.e-hha cy6AyKöHoHHo-o6äyKöHoHHoro Tina BbAe.eH b 3HaHHTe.bHoM CTene-hm yc.oBHo. oh HeTKo ^HKCipyeTCA BAo.b BepxoAHCKoro xpe6Ta BepxoA-Ho-Ko.bMCKix Me3o3oiA b BiAe npeABepxoAHCKoro nepeAoBoro npo-ri6a h BAo.b Me3o3oiA KopAi.bep CeBepHoM AMepiKi b BiAe npeAKop-Ai.bepcKoro nepeAoBoro npori6a.
O6a 3thx npori6a oTKpbBaoTCA b aKBaTopio Apktmkm, oAHaKo hx npo-Ao.^eHie b apKTHHecKix MopAx h coeAiHeHie Me^Ay co6oM noKa He AoKa3aHb.
Abtop CTaTbi hcxoaht h3 Toro, hto BepxoAHo-Ko.bMCKaA o6.acTb h KopAi.bepb MMeoT b npiHöine to^-AecTBeHHyo reoAiHaMmecKyo npi-poAy — sto ropHo-CK.aAHaTbie o6.a-cth aKKpeöioHHoro Tina, HanaBwie ^opMipoBaTbCA b Me3o3oMcKyo spy m npoäo.^aBrnie CBoe pa3BiTie b KaMio3oe. B 3oHe KoHTaKTa c Ci6ip-ckom h CeBepo-AMepiKaHCKoM ApeB-hmmm n.aT^opMaMi (KoHTiHeHTaMi) aKKpeöioHHbe Maccb HaABira.HCb Ha hx KpaM, Bb3bBaA npori6aHHA n.aT^opM h o6pa3oBaHie nepeAo-Bbx npori6oB, cooTBeTCTBeHHo npeABepxoAHCKoro m npeAKopAi.bepcKo-ro. ÄonycKaeTCA, hto Ha ceBepe b 3oHe KoHTaKTa Me3o3oiA c ApeBHeM (?) rHnep6opeMcKoM n.aT^opMotf, KoTopaA HbHe cy^ecTBeHHo AecTpyK-TipoBaHa h coxpaHi.acb .imb ^par-MeHTapHo b BiAe oTAe.bHbx norpy-weHHbix xpe6ToB (MeHAe.eeBa, ^o-MoHocoBa m Ap.), npoHcxoAH.H no-Ao6ibe we reoAiHaMMHecKie npo-öeccb, a MMeHHo: Me3o3oMcKie aK-KpeöioHHbe Maccb HaABira.MCb Ha owHbM KpaM stom n.aT^opMb h npi-boah.h k o6pa3oBaHio aHa.ora npeABepxoAHCKoro h npeAKopAM.b-epcKoro nepeäoBbx npori6oB. B co-BpeMeHHoM CTpyKType 3eMHoM Kopb apKTMHecKix MopeM stot aHa.or mo-weT 6bTb BbpaweH Hoboch6hp-CKo-CeBepo-HyKoTCKMM npori6oM. K ory ot Hero pacno.araeTCA Hobocm-6ipcKo-HyKoTCKaA noKpoBHo-CK.aA-HaTaA CMCTeMa [17]. C M3BecTHoM ao-
.eM Aonyi^eHMA Mb CK.oHHb CBA3b-
BaTb BoeAMHo sth Tpi 3BeHa npori-6ob h paccMaTpiBaTb hx KaK eAMHyo CMCTeMy nepeäoBbx npori6oB, bo3-HMKwyo b 3oHe coH.eHeHMA Me3o3o-ha h ApeBHix n.aT^opM. BbAe.eH-HaA CMCTeMa npori6oB h TpaKTyeTCA KaK cy6AyKöHoHHo-o6äyKöMoHHbM noAC He^Tera3oHaKon.eHMA Me3o-
KaMio3oMcKoro BpeMeHM pa3BMTMA. B KaHecTBe Aono.HMTe.bHbx apryMeH-
тов его геологического единства можно привести еще ряд доводов.
Во-первых, в Новосибирско-Северо-Чукотском прогибе выделяются стратиграфические, литологи-ческие и геохимические эквиваленты элсмирского (поздний палеозой — триас), бофортского (юра — ранний мел) и бруксовского (ранний мел — кайнозой) комплексов Северной Аляски [2].
Во-вторых, литолого-стратиг-рафические комплексы кайнозоя как в Восточном секторе российской Арктики, так и на Аляскинском побережье (бассейн Бофор-та-Маккензи) сложены схожими дельтовыми и фэновыми образованиями, что свидетельствует о родственных условиях тектонического развития и осадконакопления этих соседних районов Арктики в кайнозойскую эру.
В-третьих, все фрагменты рассматриваемого пояса (Предверхоян-ский, Новосибирско-Северо-Чукот-ский и Предкордильерский передовой прогибы) располагаются на стыке горно-складчатых областей мезозойского возраста с древними платформенными массивами, что подчеркивает их единую тектоническую природу.
Таким образом, если принять идею о существовании единого Предверхоянско-Предкордильер-ского пояса нефтегазонакопления, то его протяженность составляет около 18 тыс. км, тогда как в Арктику заходит лишь его третья часть.
В составе рассматриваемого пояса можно выделить ряд нефтегазоносных или потенциально нефтегазоносных бассейнов (с юга на север): Лено-Вилюйский с доказанной нефтегазоносностью мезозойского комплекса (Р2-^; Новосибир-ско-Северо-Чукотский потенциально нефтегазоносный; Южно-Чукотский потенциально нефтегазоносный и Северо-Аляскинский с доказанной нефтегазоносностью. Об УВ-потенциале последнего свидетельствуют открытые еще в 1967 и
1969 гг. нефтяные месторождения Прадхо-Бей и Купарук с извлекаемыми запасами нефти в сумме почти 2,5 млрд т и около 800 млрд м3 газа, приуроченные главным образом к триасовому комплексу. На российской территории, на восточном склоне Оленекского поднятия, которое сопрягается с Предверхо-янским прогибом, выявлено супергигантское Оленекское месторождение тяжелой нефти в пермских отложениях с геологическими запасами 15 млрд т. Судя по результатам бурения Тюмятинской скважины, на погружении в пермских пластах могут быть залежи нормальной, не окисленной нефти [1].
Основной стратиграфический диапазон нефтегазоносности рассматриваемого пояса — мезозой, хотя залежи нефти и газа установлены в позднепалеозойских и палеогеновых отложениях. С учетом изложенного, Предверхоянско-Пред-кордильерский пояс и его арктическую часть автор статьи рассматривает как газонефтяной высокоресурсный пояс (см. рис. 3).
Освоение поясов нефтегазо-накопления Арктики сопряжено со сложными природно-климатическими и геологическими условиями. Высоки геоэкологические и экономические риски. Все это требует разумного, взвешенного и рассудительного подхода к решению этой проблемы в зависимости от степени геолого-геофизической изученности, политической, экологической и экономической оправданности. С учетом этого предлагается поэтапное освоение ресурсов УВ Арктики, рассчитанное на несколько 10-летий.
Представляется разумным выделить следующие четыре этапа (стадии) в процессе поиска, разведки и разработки арктических месторождений нефти и газа: разработка и доразведка (разведочный), поиски и разведка (поисково-оценочный), геологическое изучение и поиски (региональный),
геологическое изучение (рекогносцировочный).
Стадия разработки и доразвед-ки уместна в сравнительно изученных регионах, где уже выявлены и подготовлены к освоению месторождения нефти и газа. К таким регионам российской Арктики можно отнести арктическую часть Тимано-Печорской провинции, Восточно-Баренцевский и Ямало-Карский бассейны. В их пределах известны крупные и гигантские нефтяные и газовые скопления, подсчитаны и утверждены в ГКЗ запасы, подготовлена технологическая и техническая основы для эксплуатации Штокмановского, Приразломного, Бованенковского и других месторождений.
Параллельно с началом процесса разработки в этих регионах необходимо продолжить поиск месторождений на новых площадях, доразведку глубокозалегаю-щих комплексов и т.д.
Стадия поисков и разведки применима к регионам, геологическая природа которых более или менее установлена. В ряде случаев могут быть открыты мелкие месторождения, доказывающие прямую нефтегазоностность данного региона. Имеется достаточный объем геологических и геофизических данных, позволяющих составить принципиальную геологическую модель, определить объекты конкретного поиска. На такой стадии находятся Хатангский и Лаптевский потенциально нефтегазоносные бассейны. Здесь целесообразно уплотнить сеть сейсмических профилей, закартировать перспективные объекты и начать бурение параметрических и поисковых скважин.
Стадия геологического изучения и поисков характерна для сла-боизученных регионов с неясным геологическим строением и недоказанной нефтегазоносностью. Однако промышленная нефтегазонос-ность смежных земель позволяет высоко оценивать их перспективы.
К таким регионам можно отнести Новосибирско-Северо-Чукотский и Южно-Чукотский прогибы, входящие в состав Предверхоянско-Пред-кордильерского пояса нефтегазо-накопления.
Здесь уместно проводить региональные, а в ряде случаев и площадные сейсмические исследования для установления геологической природы региона и выявления конкретных объектов с целью последующего поискового бурения.
Стадия геологического изучения применима к практически неизученным в геологическом отношении регионам со сложными природно-климатическими и экологическими условиями. К ним можно отнести приполярные области Гиперборейского пояса потенциального неф-тегазонакопления. Проводимые исследования должны носить здесь рекогносцировочный характер, выражаться в накоплении и обобщении геоморфологических, геологических и геоэкологических данных, проведении региональных сейсмических профилей, формировании концептуальных геологических моделей.
Во временном отношении продолжительность стадий различна. Если первая и вторая стадии предусматривают начало освоения выявленных месторождений в ближайшие 5-10 лет, то две последующих стадии — дело относительно отдаленного будущего. В особенности это касается четвертой стадии геологического изучения. Пока нет весомых причин форсировать процесс поисковых работ на нефть и газ в высокоширотных регионах Арктики [7]. В этом отношении автор статьи полностью солидарен с теми исследователями [2], которые считают нецелесообразным ускоренное освоение нефтегазовых ресурсов арктических акваторий по причине несовершенства современных методов и технологий поиска, разведки и разработки морских месторождений в крайне сложных природ-но-геологических условиях Аркти-
ки и чрезвычайно высоких геоэкологических рисков. В этой связи крайне необходимо уже сейчас создать систему постоянно действующего геоэкологического мониторинга над всем арктическим сектором земного шара, включая и прилегающие территории Крайнего Севера. Мы должны понимать, что Арктика — это не только последний резерв УВ-сырья современной цивилизации, общие геологические ресурсы которого, включая и прилегающую сушу, составляют не менее 250 млрд т н.э., но и один из последних, сравнительно не тронутых человеком уголков природы. Поэтому освоение арктических кладовых "черного золота" требует максимально бережного, чуткого и щадящего подхода, не имеющего аналогов в предшествующей истории нефтегазового дела.
Литература
1. Белонин М.Д. Разноранговые нефтегазогеологические элементы арктической континентальной окраины (ресурсно-геологический анализ) и пути освоения морских углеводородов / М.Д.Белонин, Ю.Н. Григоренко // Нефть, газ Арктики. — М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2007.
2. Богоявленский В.И. Геолого-геофизические исследования нефте-газоносности акваторий Циркумаркти-ческого сегмента Земли / В.И.Богоявленский, И.Д.Полякова, Т.А.Будагова и др. // Геология нефти и газа. — 2011. — № 6.
3. Борисов Л.С. Региональные закономерности изменения физико-химических свойств нефтей нижнего мела (берриас — готерив) Западной Сибири / Л.С.Борисов, Д.В.Косяков, В.О.Красав-чиков, Е.А.Фурсенко // Геология нефти и газа. - 2011. - № 5.
4. Варламов А.И. Состояние ресурсной базы и проблемы освоения континентального шельфа Российской Федерации / А.И.Варламов, В.Д.Кали-нинский, А.П.Афанасенков и др. // Геология нефти и газа. — 2011. — № 6.
5. Вовк В.С. Соотношение газа и нефти в недрах арктических и дальневосточных морей России / В.С.Вовк,
С.М.Карнаухов, В.А.Скоробогатов // Геология нефти и газа. — 2011. — № 6.
6. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере // Геология нефти и газа. — 1988. — № 10.
7. Гаврилов В.П. О целесообразности ускоренного освоения нефтегазовых ресурсов арктических морей и прилегающих районов Крайнего Севера России / Нефть, газ Арктики. — М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2007.
8. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель эволюции Северного Устюрта и прилегающих районов Ту-ранской плиты в связи с нефтегазонос-ностью палеозойских отложений / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2011. — № 10.
9. Гаврилов В.П. Геологическая модель и нефтегазоносность Приново-земельского шельфа Баренцева моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2012. — № 6.
10. Григоренко Ю.Н. Морские районы нефтегазонакопления Западной Арктики / Ю.Н.Григоренко, В.С.Соболев, Л.И.Жукова // Геология нефти и газа. — 2011. — № 6.
11. Ким Б.И. Осадочный чехол моря Лаптевых и его нефтегазовый потенциал / Б.И.Ким, Н.К.Евдокимова, Л.Д.Харитонова и др. // Геология нефти и газа. — 2011. — № 6.
12. Клещев К.А. Геодинамическая эволюция и перспективы нефтегазонос-ности Арктики / К.А.Клещев, В.С.Шеин. — М.: Изд-во ВНИГНИ, 2008.
13. Плотников А.А. Юрский комплекс — новое перспективное направление поиска нефтяных и подгазовых залежей в арктических регионах Западной Сибири / А.А.Плотников, В.Е.Ки-ченко // Нефть, газ Арктики. — М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2007.
14. Полищук Ю.М. Изменение состава нефтей в зависимости от нефте-поясного районирования / Ю.М.Поли-щук, И.Т.Ященко // Геология нефти и газа. — 2005. — № 6.
15. Титова Г.И. Особенности изотопно-геохимических исследований параметрических и сверхглубоких скважин / Г.И.Титова, М.Г.Фрик // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2009. — № 1.
ARCTIC OIL AND GAS ACCUMULATION BELTS, PROSPECTS OF THEIR DEVELOPMENT
Gavrilov V.P. (Gubkin Russia state university of oil and gas)
The article deals with basic regularities of accumulation and spatial distribution of oil and gas fields in Arctic accounting about 40 per cent of all the World HC reserves. By author's opinion, the belt distribution of oil and gas bearing basins is one among such regularities. Belts of riftogenous and subduction-obduction type are outlined. Their geological and genetic characteristics are given, phase HC constituent is forecasted. Development of Arctic oil and gas resources is recommended to perform by stages taking into account political, economical and ecological risks.
Key words: Arctic; oil and gas accumulation belts; resource stage development.
16. Федоровский Ю.Ф. Перспективы выявления и освоения месторождений нефти в карбонатах верхнепалеозойских отложениях на российском шельфе Баренцева моря / Нефть, газ Арктики. — М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2007.
17. Хаин В.Е. Нефтегазоносность глубоководных и ультраглубоководных зон континентального склона / В.Е.Ха-ин, И.Д.Полякова // Литология и полезные ископаемые. — 2004. — № 6.
18. Шеин В.С. Тектоническое строение и перспективы нефтегазонос-
ности Баренцева-Карского региона / В.С.Шеин, В.А.Шеин // Геология нефти и газа. - 2011. - № 2.
19. Шеин В.С. Геология и нефтегазоносность России. — М.: Изд-во ВНИГНИ, 2012.
© В.П.Гаврилов, 2013
Виктор Петрович Гаврилов, профессор,
доктор геолого-минералогических наук, gavrilov@gubkin.ru.
Памяти Сергея Германовича Неручева
30 декабря 2012 г. на 86-м году жизни после тяжелой болезни скончался выдающийся ученый в области генезиса и геохимии нефти и газа, академик РАЕН, доктор геолого-минералогических наук, профессор, заслуженный геолог РСФСР, почетный нефтяник, кавалер ^^ИН^Цг ^Я ордена Трудового Красного Знамени и ордена Почета, лауреат премии Правительства Санкт-Петербурга.
С.Г.Неручев родился 2 октября 1927 г. в Ростове-на-Дону. В 1952 г. окончил геолого-разведочный факультет Грозненского нефтяного института. Трудовую деятельность начинал в тресте "Средаз-нефтегазразведка", продолжил в Ставропольском филиале ГрозНИИ. С 1962 г. и до последних дней С.Г.Неручев работал во Всесоюзном (Всероссийском) нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ), в 1966-1968 гг. — в Индии экспертом ООН по геохимии нефти при Нефтяном НИИ.
Сергей Германович Неручев является одним из создателей отечественной школы геохимиков-нефтяников в России. Впервые в мировой практике им был предложен способ количественной оценки миграции нефти и газа, открыта главная фаза газообразования, разработан оригинальный метод диагностики нефтепроизводя-щих отложений, изучены условия нефтегазообразования в зоне больших и сверхбольших глубин.
Основные направления его научной деятельности: геология; геохимия ОВ пород, нефти и газа; глобальная геохимия углерода, урана; проблема влияния повышенной радиоактивности на развитие органического мира в истории Земли. В результате проведенных исследований С.Г.Неручевым создана количественная теория образования нефти и газа и формирования месторождений УВ, разработаны методы оценки потенциальных ресурсов УВ.
В 2009 г. С.Г.Неручев удостоен премии им. А.П.Карпинского в области геологических и геофизических наук и горного дела за совокупность работ по развитию основ современной теории нефтегазообразования и разработку универсальной модели формирования месторождений УВ.
Благодаря исследованиям Сергея Германовича были даны позднее подтвердившиеся прогнозы нескольких нефтегазоперспективных районов России.
С.Г.Неручев продолжал работать до последних дней, прочитал и подготовил к изданию курс лекций для молодых специалистов "Геохимические основы прогноза нефтегазоносности".
Светлая память о выдающемся ученом — геологе, геохимике, биологе и о прекрасном человеке навсегда останется в сердцах его соратников, коллег и плеяды учеников.
Коллектив ВНИГРИ Редколлегия и редакция журнала Геология нефти и газа
