Возросший в последние десятилетия интерес к восточно-арктическим шельфам России связан в первую очередь с созданием базы для дальнейшего энергетического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока на суше и море. Согласно оценкам, прогнозные ресурсы углеводородов (УВ) в морях Лаптевых, Восточно-Сибирском и Чукотском составляют 5,95, 5,58 и 3,3 млрд тонн нефтяного эквивалента соответственно [Мансуров, Захаров, 2015].

В целом Арктический регион, по мнению многих исследователей, обладает высокими перспективами на УВ-сырье, о чем свидетельствует открытие ряда месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе. В 2017 г. НК «Роснефть» в Хатангском заливе шельфа моря Лаптевых на п-ве Хара-Тумус пробурила наклонно-горизонтальную скважину (Ольгинская-1), которая вскрыла нефтяную залежь с легкими нефтями (многочисленные сообщения руководства компании, отраслевого министра и СМИ РФ).

За последние годы на акваториях Восточной Арктики различными организациями проведен значительный объем сейсмических исследований (ОАО «МАГЭ», СМНГ, ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» с соисполнителями ОАО «ВНИИГЕОФИЗИКА», ФГУП «СНИИГИМС», ОАО «Якутскгеофизика» и ИНГГСО РАН на Лаптевском шельфе и ОАО «Дальморнефтегеофизика» - на Восточно-Сибирском и Чукотском). Оценка нефтегазового потенциала базируется только на интерпретации этих исследований и анализе геолого-геофизических данных по обрамляющей суше и островам с сохранением дискуссионности проблемы возраста осадочного чехла в юго-западной части шельфа моря Лаптевых. Это обусловлено в первую очередь отсутствием глубоких скважин на шельфе моря Лаптевых, невозможностью однозначной увязки отражающих горизонтов в разрезах акватории и на суше [Малышев и др., 2012].

Карта нефтегеологического районирования Восточно-Арктического шельфа России, представленная в статье, отражает один из вариантов решения этой проблемы.

Она составлена на базе структурно-тектонической карты (рис. 1), построенной по данным районирования аномального гравитационного поля с привлечением сейсмических материалов последних лет, карты мощности осадочного чехла и карты районирования фундамента [Харитонова, 2010; Ким и др., 2016а, 2016б]. Эти карты во многом дополнили существующие представления о мощности осадочного чехла, его стратиграфическом диапазоне, структуре, а также существенно уточнили нефтегеологическое районирование, выполненное ранее [Ким и др., 2007; Супруненко и др. в рамках отчета 2014 г., фонды ВНИИОкеангеология].

На структурно-тектонической карте отражены региональные структуры I и II порядка и показан площадной характер распределения мощности осадочного чехла (см. рис. 1). Рассмотрим основные структуры шельфа восточно-арктических морей.

Лаптевоморская континентальная окраина включает:

Структуры платформы: Южно-Лаптевский, Омолойский и Северо-Лаптевский прогибы с мощностью чехла до 9–13 км; поднятия - Лено-Таймырское, Западно-Лаптевское, Трофимовское, вал Минина (4–8 км) и др. Развиты на гренвильском фундаменте и выполнены промежуточным (RF₃-K₁n) и бассейновым (K₁a-KZ) комплексами осадочного чехла. Первый представлен тремя сейсмостратиграфическими комплексами (ССК): верхнерифейско-вендским (терригенно-карбонатным), нижне-среднепалеозойским (карбонатным) и верхнепалеозойско-мезозойским (терригенным). В направлении к континентальной окраине шельфа мощность двух нижних ССК промежуточного этажа сокращается, и в Северо-Лаптевском окраинно-шельфовом прогибе они выпадают из разреза осадочного чехла. Соотношение структурных планов по подошве чехла и бассейнового комплекса фиксирует смещение оси максимального прогибания в апте-палеогене к северо-востоку, в область шельфа на продолжении замыкания Евразийского бассейна. Общее северо-западное простирание структур платформы унаследовано от структур фундамента [Косько, 2007].

Рифтогенные грабены: Усть-Ленский (10-12 км), Анисинский (10 км), Бельковско-Святоносский (7,5 км) и Северо-Омолойский (до 7 км); формируют современный структурный ансамбль шельфа, заложились в апте в результате подвижек по регмагенной сети разломов, прослеженных из Евразийского бассейна. Усть-Ленский грабен наложен на структуры платформы и местами наследует прогиб рифейского и палеозойского возраста, но в целом дискордантно наложен на более древний структурный план. Анисинский и Бельковско-Святоносский грабены, кулисообразно расположенные относительно друг друга, наложены на структуру поздних киммерид и частично - на Котельнический массив. Северо-Омолойский грабен (прослеженный до 75° с.ш. и имеющий «слепое» окончание) представляет собой структурное продолжение на шельфе рифтовой зоны хребта Гаккеля. Эти структуры контролируют максимальную мощность бассейнового комплекса чехла (5-7 км).

Рифтогенные грабены характеризуются линейностью и значительной протяженностью, на порядок превышающей ширину, разломным характером границ, выраженных сбросами, асимметричностью поперечного профиля и компенсированным осадконакоплением. К ним приурочена повышенная сейсмичность и подъем поверхности «М» до 21–27 км.

Крупнейшие краевые прогибы: Новосибирский и Северо-Чукотский с мощностью осадочного чехла 14 и 22 км соответственно. Они заложены на структурах с каледонским основанием. Их осадочное выполнение включает бассейновый (K₁a-KZ) и соответствующий по стратиграфическому диапазону промежуточный комплекс [Ким и др., 2016а]. К структурным особенностям этих прогибов следует отнести развитие в их центральных частях узких линейных конседиментационных грабенов, которые начали формироваться в апт–альбе и были скомпенсированы осадками к началу неогена.

К структурам первого порядка относится межгорный Южно-Чукотский прогиб. Выполняющие его апт-кайнозойские осадки представляют бассейновый комплекс чехла, или брукский комплекс по американской схеме. В осевой части прогиба выделяются впадины: Лонга (4 км), Северо- и Южно-Шмидтовская (2,7 и 5 км), Хоуп (8 км), Колючинская (5,9 км) и Селавик (2 км), разделенные валообразными поднятиями (Ушаковское, Онман, Инкигурское и Коцебу) с мощностью осадочного чехла не более 1–2 км. Впадины осложнены грабенами, которые выполнены синтектоническими домиоценовыми отложениями. На севере и северо-востоке Южно-Чукотский прогиб сопряжен с Врангелевско-Геральдской грядой с мощностью осадочного чехла 0,5–1 км, которая отделяет его от Северо-Чукотской впадины, на юге - с поднятиями Чукотской складчатой системы.

Сочленение окраинно-шельфовых прогибов - Северо-Лаптевского (мощность чехла 8–9 км), Толля (6 км) и Вилькицкого (9–10 км) с котловинами арктического бассейна (Нансена, Амундсена, Подводников) - происходит через систему пограничных поднятий - Челюскинское, Анжу, Северное (см. рис. 1). Эти поднятия характеризуются континентальным типом коры и мощностью чехла от 2 до 3–4 км, развиты обычно вдоль бровки шельфа или верхней части континентального склона.

Шельфовые поднятия: Котельническо-Святоносское и Шелагское. Первая зона имеет субмеридиональное простирание и выражена на шельфе поднятиями и горстами островов (Бельковский, Котельный, Мал. и Бол. Ляховские), а в океане - линейным глыбовым хребтом Ломоносова. Вторая зона плавно меняет северо-восточное простирание (шельф, континентальный склон) на субмеридиональное (в океане) и выражена на шельфе дугообразным Шелагским поднятием с минимальными мощностями осадочного чехла в его центральной части (1–2 км), а в океане - линейным поднятием Менделеева.

Наиболее дискуссионной для Восточно-Арктического шельфа России является проблема структурной позиции Лаптевоморской континентальной окраины, так как с решением этой проблемы связаны критерии и оценочные параметры нефтегазоносности региона. При оценке перспектив нефтегазоносности недр шельфа этого моря традиционно учитывалась внешняя геологическая аналогия с Североморским нефтегазоносным бассейном, в котором установлена нефтегазоносность палеозойских (прежде всего нижнепермских), мезозойских (юрских и верхнемеловых) отложений [Мансуров, 2015].

В настоящее время относительно стратиграфического диапазона осадочного чехла в юго-западной части шельфа существует четыре точки зрения. Сторонники наиболее крайней из них считают, что весь Лаптевоморский бассейн является самостоятельным и залегает на позднекиммерийском складчатом фундаменте, а возраст осадочного чехла ограничивается апт–кайнозоем [Драчев, 1999; Виноградов, Драчев, 2000; Виноградов и др., 2008; Шкарубо, Заварзина, 2011; Полякова и др., 2016]. Судя по последним производственным отчетам ОАО «МАГЭ», эту же точку зрения разделяет в настоящее время и большая часть их исследователей.

Авторы данной работы поддерживают основную концепцию, много лет развиваемую в НИИГА - ВНИИОкеангеология, которая отражает идею о продолжении в юго-западной и центральной части шельфа моря Лаптевых блока Сибирской платформы. На крайнем западе она обрамлена структурами Таймырской раннекиммерийской складчатой системы, а на востоке - структурами позднекиммерийских складчатых систем (Верхояно-Колымской и Новосибирско-Чукотской) [Грамберг и др., 1976, 2002; Иванов, 2002; Иванова, Секретов, 1989; Секретов, 2010; Лазуркин, 2002; Ким и др., 2007–2016].

Возраст осадочного чехла этой части шельфа - от рифея до позднего мезозоя, что существенно увеличивает нефтяной потенциал данного региона из-за вовлечения в нефтегазообразование нижнепалеозойско-мезозойских комплексов. В последние годы эта концепция получила развитие в трудах сибирской научной школы, возглавляемой акад. А.Э. Конторовичем [Сафронов и др., 2002, 2013; Конторович и др., 2010; Старосельцев, 2012; Захаров и др., 2013]. До недавнего времени исследователи НК «Роснефть» также предполагали в западной и центральной частях шельфа развитие позднепалеозойско-кайнозойского осадочного чехла, а на востоке - апт-кайнозойского [Малышев и др., 2009, 2010, 2012].

В изданной в 1998 г. «Тектонической карте морей Карского, Лаптевых и севера Сибири» масштаба 1:2 500 000  под ред. Н.А. Богданова и В.Е. Хаина западная и центральная части шельфа моря Лаптевых трактуются как акваториальное продолжение Сибирской платформы [Тектоническая карта…, 1998]. На дискуссионность проблемы указывает тот факт, что сейсмические материалы последних лет дали возможность приверженцам альтернативной точки зрения интерпретировать сейсмозапись на ряде профилей в юго-западной части шельфа моря Лаптевых как участки, в пределах которых отражающий горизонт «А» либо не распознается, либо под ним появляются яркие и протяженные ОГ, создающие слоистость и напоминают слабодеформированный осадочный чехол Сибирской платформы [Шкарубо, Заварзина, 2011]. Судя по последним публикациям, С.С. Драчев увеличил объем осадочного чехла, допустив присутствие позднеюрско-меловых отложений в его составе между дельтой Лены и Хатангским заливом [Drachev et al., 2010].

Поскольку современная информационная ситуация не позволяет безоговорочно принять в отношении возраста осадочного чехла в юго-западной и центральной частях шельфа моря Лаптевых ту или иную геологическую модель, при прогнозировании следует учитывать обе представляющиеся реальными нефтегеологические ситуации, на что справедливо указывал В.Л. Иванов [Иванов, 2004].

Нефтегазоносность осадочного чехла

В связи с тем что большинство региональных нефтематеринских толщ сосредоточено в палеозойской и нижне-среднемезозойской частях разреза (доманикиты, баженовиты), оценка возраста осадочного чехла имеет решающее значение: чем шире стратиграфический диапазон осадочного чехла, тем больше этаж нефтегазообразования.

Согласно исследованиям А.Э. Конторовича, меловые и более молодые осадки могут генерировать только газ [Конторович и др., 2010], хотя проблема нуждается в дальнейших исследованиях.

Прямые признаки нефтегазоносности. К прямым признакам нефтегазоносности недр относят не только уже открытые залежи и месторождения нефти и газа (доказанная нефтегазоносность), но и различные виды нафтидов и битумопроявлений: в породах осадочного чехла, в донных осадках, а также капельно-жидкие включения нефти и газа, твердых и жидких битумов в породах осадочного чехла. Их наличие прямо или косвенно указывает на перспективность недр.

Многолетними исследованиями геологов НИИГА - ВНИИОкеангеология в Восточной Арктике стратиграфический диапазон распространения нафтидов (по типам УВ) охватывает отложения от рифея–венда до юры–мела (рис. 2). В прогибе Колвилл и на валу Барроу стратиграфический диапазон распространения нафтидов сокращается, по данным бурения, до карбон–мела. На рис. 2 аккумулированы все имеющиеся на сегодняшний день сведения о когда-либо установленных находках нафтидов, которые прослежены практически по всему объему осадочного чехла.

Лаптевоморский регион. Битумопроявления в Лаптевоморском регионе отмечены на нескольких стратиграфических уровнях в керне скважин прибрежной зоны Лено-Анабарского прогиба, в обнажениях Оленекского поднятия, островов Котельный и Бельковский в отложениях верхнего протерозоя, палеозоя (кембрий, девон-пермь) и мезозоя - триас, юра (см. рис. 2).

Самые древние признаки нефтегазоносности региона зафиксированы различными типами битумопроявлений в глинисто-карбонатных толщах верхнего рифея - кембрия. В этих толщах почти повсеместно содержатся горизонты с обильными проявлениями нафтидов. На Оленекском поднятии они приурочены к строматолитовым известнякам и доломитам дебенгтинской (верхний рифей), маастахской и хатыспытской (низы венда) свит [Грамберг и др., 1976; Клубов, 1983; Конторович и др., 2010; Ким и др., 2016а].

Следующий уровень битуминизации приурочен к кровле старореченской свиты (венд), ее верхние 20 м интенсивно и практически повсеместно пропитаны черным вязким битумом, представляющим собой миграционный ряд гипергенного преобразования асфальтов и асфальтитов.

В основании нижнего кембрия (чабурский горизонт) также содержатся интенсивные включения твердых и хрупких битумов класса асфальтитов. Трещинный и пятнистый характер битумонасыщения пород в чабурском горизонте отражает его миграционную природу. Битумы чабурского горизонта генетически близки битумам старореченской свиты.

Повышенной и хорошо выдержанной по разрезу битуминозностью обладают песчаники и доломиты нижнего кембрия, несогласно перекрывающие битуминозные карбонаты протерозоя. Мощность насыщенных битумами песчаников кембрия составляет не менее 5,0 м. В зонах контакта протерозоя и нижнего кембрия под поверхностью несогласия присутствуют локальные залежи битумов. В карбонатах верхнего кембрия на севере Оленекского поднятия битумы приурочены к кавернозным частям разреза и хорошо выдержаны по площади. Мощность битумонасыщенных зон, по данным бурения, в Лено-Анабарском прогибе варьируется от 3–4 до 60–70 м.

Горючие сланцы куонамской свиты среднего кембрия на лаптевоморском обрамлении шельфа представляют собой наиболее регионально выдержанный маркирующий горизонт, выделяющийся в среде вмещающих пород характерным темным коричневым цветом пород и их листоватой текстурой. В карбонатно-известняковой части куонамской свиты содержатся многочисленные включения битумов, приуроченных к порам выщелачивания, к стенкам трещин, реже - межзерновым порам. В отдельных прослоях свиты содержание битумов достигает 24%.

В венчающей кембрий лапарской свите (верхний кембрий) битумы класса асфальта-асфальтита выполняют поры, трещины, расположенные вблизи дизъюнктивных нарушений, и, очевидно, имеют миграционное происхождение. Процент содержания битумов в лапарской свите высокий и достигает 10% объема породы.

Более широкое региональное распространение имеют битумы нижнего и среднего девона. Их путь прослеживается от материковой части Лаптевоморского шельфа на юге до Новосибирских островов на севере. В скважинах Нордвик-Хатангского района на глубинах около 2 км в отложениях девона содержатся образования высокопарафинистых твердых битумов.

На островах Котельный и Бельковский в карбонатах нижнего и среднего девона присутствуют многочисленные включения твердых битумов класса асфальтитов [Клубов, 1983]. Их распространение поднимается до триаса включительно, а стратиграфически выше не обнаружено даже следов битумов (юра, мел). Видимо, базальтовые покровы служили бронирующей поверхностью миграции УВ.

Залежи нефти и притоки газа. Непромышленные и полупромышленные залежи нефти открыты бурением в Нордвикском районе и на восточном берегу Хатангского залива в пермо-триасовых комплексах на глубинах 1200–1600 м и в среднем триасе на глубине 120 м - месторождения Кожевинское, Ильинское, Южно-Тигянское, Чайдахское [Сафронов и др., 2002]. Нефти относятся к классу тяжелых, высокосернистых, с максимальным дебитом до 15,3 м³ в сутки (плотность - 0,92, сернистость - 2,16, смол – до 12,5%, асфальтенов - 9,29%). Кроме нефти, в ряде скважин были получены притоки газа с дебитом до 1455 м³ в сутки. По всему разрезу в скважинах от нижнего мела до нижней перми включительно зафиксированы битумо- и нефтепроявления различной интенсивности.

Самые масштабные процессы битумообразования на южном обрамлении шельфа моря Лаптевых связаны с пермским терригенным комплексом. Промышленная битуминозность пермских толщ доказана на примере открытого Оленекского месторождения битумов. Рассматривая битумы как дериваты нефтей, излившихся на поверхность вследствие подъема нефтеносных горизонтов, можно уверенно предполагать гигантские масштабы нефтегазообразования в пермском комплексе и на закрытой части акватории, там, где они погружены на значительные глубины. Детальное исследование Оленекского месторождения битумов было выполнено В.Л. Ивановым [Иванов, 1979]. Некоторые исследователи считают это месторождение аналогом таровых песков Атабаски в Канаде [Клубов, 1983].

Притоки газов в пермских и среднетриасовых отложениях с дебитом от 3000 до 10 000 м³ в сутки установлены бурением на севере Анабаро-Хатангского междуречья. Вблизи устья реки Оленек (скв. Р-1) дебит газа падает до 20 м³ в сутки.

Весьма показательным для данного региона является постоянно действующий естественный выход на дневную поверхность горючего газа, который расположен на севере реки Анабар с дебитом газа до 2–3 м³ в сутки и приурочен к тектоническому нарушению. В составе газа, помимо метана и гомологов, содержится гелий, присутствие которого может указывать на его глубинную природу.

УВ-газы в донных осадках. Разброс значений содержаний УВГ до 2,3 см³/кг (0,05–2,3 см³/кг) в большинстве случаев не зависит от состава осадков. Содержание С_орг колеблется в пределах 1%. Газовый фон не превышает 0,05% см³/кг. Распределение концентраций УВГ имеет отчетливый структурный контроль [Яшин, Ким, 2007]. Значительная часть газовых аномалий приурочена к отрицательным структурам с повышенной мощностью осадочного чехла, ограниченным разломами. Наличие в пробах заметного количества гомологов метана (до бутана включительно) и невысокая величина отношения метана к его гомологам, составляющая в Усть-Ленском грабене до 0,16 при доминировании бутана, характерны для катагенетически преобразованных газовых мигрантов. Кроме того, совпадение в плане газогеохимических аномалий по метану и тяжелым УВГ в Южно-Лаптевском прогибе при наличии в газовой смеси этой структуры высокого содержания водорода (до 48%), аргона (0,9–1,325%), гелия (до 0,009%) свидетельствует о глубинной природе газовых аномалий.

Таким образом, приведенный выше анализ газогеохимических данных свидетельствует о значительной роли миграционных процессов в формировании аномальных содержаний УВГ в донных осадках и возможной потенциальной нефте- и газоперспективности недр региона.

Восточно-Сибирский регион. Данные по прямым признакам нефтегазоносности Восточно-Сибирского региона по крупицам собраны из отчетов НИИГА - ВНИИОкеангеология (Вольнов, Труфанов и др.). Проявлений нефтяных УВ, несущих информацию о перспективах шельфовой зоны этого региона и обрамляющей материковой зоны, не установлено. В этом плане можно говорить лишь о проявлениях газов (выбросы, дегазация керна и бурового раствора, подземных вод), установленных при картировочном бурении на крайнем западе шельфа - островах Земля Бунге, Фаддеевский, Новая Сибирь, в проливах Санникова и Дмитрия Лаптева.

В скважинах на юге Земли Бунге наблюдалось фонтанирование горючего газа с дебитов до 60 м³ в сутки из олигоцен-миоценовых отложений с глубины 38 м. Газ метановый с содержанием метана до 90,88–94,68%.

Одновременно с этим необходимо отметить наличие УВ-газов в скважинах на севере островов Фаддеевский и Новая Сибирь в непосредственной близости от Новосибирского прогиба, который рассматривается нами как структура, перспективная на нефть и газ. В этих скважинах при опробовании плиоцен-нижнеплейстоценовых отложений установлен метан и его гомологи до бутана включительно, а также водород, что, скорее всего, подтверждает миграционную природу газа.

По данным газогеохимической съемки Восточно-Сибирского моря, в его центральной части зафиксирован участок разгрузки метана в концентрациях до 40 ppm при фоне 4 ppm, что достаточно для формирования газогидратов [Шакиров и др., 2013].

Чукотско-Аляскинский регион. Проявления УВ отмечаются во всех пяти пробуренных в американском секторе Чукотского моря скважинах и практически по всему их разрезу (рис. 3) [Undiscovered oil…, 1998]. Нефть зафиксирована преимущественно в верхнекаменноугольных - пермских карбонатах группы Лисберн, в песчаниках перми (Садлерочит), в терригенных породах триаса (Ивишак) и юры (Кингак), а также в песчаниках нижнего мела Купарук, Торок и Нанушук. Верхнемеловые отложения в скважинах отсутствуют, в палеогеновых толщах признаки УВ не обнаружены. В скважине Клондайк в пермо-триасовом комплексе вскрыто 350 м нефтенасыщенного керна, являющегося стратиграфическим аналогом генерирующей толщи месторождения Прадхо-Бей. Кроме того, здесь скважиной Бюргер было открыто и опробовано одноименное месторождение, приуроченное к толще Купарук, содержащее газ и конденсат в соотношении 9 к 1 соответственно.

По исследованиям, выполненным Т.Н. Копыловой (фонды ВНИИОкеангеология), повышенной битуминозностью характеризуются доломитовые породы нижнего палеозоя Чукотки и песчаники карбона острова Врангеля. Битумонасыщенность приурочена к зонам тектонических нарушений. Формы присутствия битума - выполнение трещин, пор, пропитывание цемента песчаников - являются миграционными. На миграционную природу битумов указывают цветовой диапазон люминисцентной окраски (от голубого до черного) и разный уровень их катагенетического преобразования.

Наиболее высокие концентрации УВ-газов (до 15–57 см³/кг) в донных осадках и придонной воде приурочены к депоцентрам впадины Хоуп [Яшин, Ким, 2007].

Нефтегазоносные комплексы. Оценка нефтегазового потенциала разновозрастного осадочного чехла шельфов Восточной Арктики детально обсуждена в ряде публикаций [Конторович и др., 2010; Евдокимова и др., 2008; Ким и др., 2011, 2016а].

Осадочный чехол западной и центральной частей Лаптевоморского шельфа разделен на три потенциально нефтегазоперспективных этажа [Иванов, 2004]. Каждый из них по времени отвечает основным геотектоническим событиям формирования осадочного чехла (снизу вверх): режиму древней платформы - карбонатный (верхний рифей - нижний карбон); режиму подвижной платформы - терригенный (средний карбон - неоком), койлогенный – терригенный (апт-четвертичный). Каждый этаж состоит из нескольких перспективных нефтегазоносных комплексов (ПНГК) и нефтегазоматеринских свит.

Наиболее древним ПНГК является верхнерифейско-вендский. Здесь в качестве нефтематеринских толщ могут выступать возрастные аналоги дебенгдинской, маастахской, хатыспытской и старореченской свит, развитые на севере Сибирской платформы [Грамберг и др., 1976; Клубов, 1983; Конторович и др., 2010].

Кембрийский ПНГК включает в качестве нефтематеринских толщ отложения чабурского горизонта, лапарской и куонамской свит карбонатного и терригенно-карбонатного составов с сапропелевым типом органического вещества.

Ордовикско-нижнекаменноугольный ПНГК представлен глинисто-карбонатными отложениями морских фаций. В качестве нефтематеринских могут выступать толщи нижнего и среднего силура и нижнего и среднего девона с сапропелевым типом органического вещества.

Верхнепалеозойский ПНГК представлен глинистыми отложениями морских и лагунно-морских фаций с гумусовым, гумусово-сапропелевым и сапропелевым типом ОВ. В качестве нефтематеринских рассматриваются пермские отложения.

Триасовый ПНГК выполнен глинистыми отложениями морских фаций. В качестве нефтематеринских рассматриваются толщи нижнего и среднего триаса с водорослевым и смешанным сапропелево-гумусовым типом органического вещества.

Все вышеперечисленные комплексы являются нефтепроизводящими, образуют генетически связанный очаг генерации УВ. На материковом обрамлении Лаптевоморского шельфа в этих комплексах наблюдаются обильные битумопроявления различного генезиса. Сочетание этих особенностей указывает на преобладание процессов нефтеобразования над газогенерацией в западной части Лаптевоморского шельфа.

Юрско-нижнемеловой ПНГК представлен глинистыми и угленосными отложениями морских и прибрежно-морских фаций с гумусово-сапропелевым и гумусовым типами ОВ, является преимущественно газопроизводящим, однако не исключена и генерация им нефтяных углеводородов [Евдокимова и др., 2008]. Все более молодые ПНГК могли генерировать только газ [Конторович и др., 2010].

Все перечисленные нефтегазоносные комплексы на шельфе западной и центральной частей шельфа моря Лаптевых входят в промежуточный структурный этаж (рифей–неоком включительно), присутствие которого в составе осадочного чехла вызывает наиболее непримиримую дискуссию в научном сообществе. В своих производственных отчетах, например, сейсмики МАГЭ и СМНГ относят его к фундаменту, обосновывая это неравномерной дислоцированностью промежуточного комплекса. Однако, как справедливо указывает ряд ученых [Керимов и др., 2016], «…так называемый фундамент, содержащий скопление нефти, часто оказывается слабометамофизованным и в разной степени дислоцированным осадочным чехлом (переходным комплексом) ранних стадий развития платформ или плит». Именно на слабую дислоцированность промежуточного комплекса, выраженную в сейсмозаписи, указывают и наши оппоненты, при этом относя его к фундаменту [Шкарубо, Заварзина, 2011].

Хочется отметить, что потеря корреляции в сейсмической записи может быть вызвана не только дислоцированностью отложений, но и другими факторами - фациальными замещениями, развитием соляного диапиризма, проявлением магматизма и др.

На более широкий стратиграфический диапазон возраста осадочного чехла в юго-западной и центральной частях шельфа моря Лаптевых косвенно указывают результаты совместного анализа магматизма по обрамляющей суше и интерпретации аномального магнитного поля в этой части шельфа масштаба 1:200 000, в котором отразились эти проявления. Самый последний этап магматизма в пределах юго-западного обрамления шельфа приходится на пермо-триас.

Следует отметить, что восточнее Верхоянья и в направлении на север происходит его омоложение от позднемезозойского гранитоидного до постмиоценового щелочнобазальтового [Кораго, Столбов, 2002; Евдокимов и др., 2004]. При интерпретации аномального магнитного поля по методике, разработанной геофизиками НИИГА - «Севморгеологии» [Волк и др., 1982], проведена количественная оценка глубин залегания магнитных источников, сделан статистический анализ их распределения, который показал приуроченность наибольшего сосредоточения магнитных тел к определенным уровням в разрезе (1–2 км на поднятиях, 2–4 и 6–8 км в прогибах). Это было увязано с основными этапами проявления магматизма [Харитонова, 1998; Евдокимова и др., 2006]. Возраст вмещающих магнитные тела толщ не может быть моложе последнего его этапа, который датируется в этой части региона пермо-триасом. Полная мощность осадочного чехла, например, в Южно-Лаптевском прогибе, по сейсмическим данным, порядка 12 км. Положение магнитных источников свидетельствует о том, что они находятся в осадочном чехле, возраст которого не моложе пермо-триаса, что является косвенным подтверждением более широкого его стратиграфического диапазона.

Апт-кайнозойский койлогенный (бассейновый) ПНГК представлен угленосными, глинистыми и аллювиальными отложениями прибрежно-морских и озерно-аллювиальных фаций с гумусовым и гумусово-сапропелевым типом органического вещества и рассматривается как газопроизводящий.

Катагенетическое моделирование, выполненное по региональным сейсмическим профилям МАГЭ в западной части шельфа моря Лаптевых - 87722, 86703, 86705, 86706, 86709, 90708 и BGR 97-01, показало, что органическое вещество практически всех нефтегазоматеринских толщ/свит ПНГК древней платформы (большая часть палеозоя) в наиболее погруженных участках отрицательных структур уже реализовало свой потенциал 230–125 млн лет назад. Пик генерации и миграции углеводородов прогнозируется в верхнепалеозойских - мезозойских ПНГК подвижной платформы и относится к интервалу времени 125–5 млн лет, когда был достигнут уровень «нефтяного окна».

Структуры I порядка: Южно-Лаптевский прогиб, Трофимовское поднятие, Усть-Ленский грабен, вал Минина, Омолойский прогиб - развиты на акваториальном продолжении Сибирской платформы (рис. 4). Они представляют единый крупный очаг нефтегазообразования, и в этом их общность. Отличительная же особенность этих структур заключается в разновременности заложения очагов генерации и масштабах реализации нефтематеринского потенциала. Результаты объемного катагенетического моделирования в западной и центральной частях Лаптевоморского бассейна также показали, что условия нефтегазоносной системы были заложены еще в раннем палеозое (рис. 5). Более поздние этапы тектонической эволюции приводили как к переформированию и перераспределению уже сформированных залежей УВ, так и к новообразованию более молодых залежей, образованных пермскими и юрскими нефтегазоматеринскими толщами [Евдокимова и др., 2006]. Наиболее благоприятными условиями для формирования и сохранения залежей УВ является сопряженность очагов генерации УВ и зон их аккумуляции - генерационно-аккумуляционные углеводородные системы (ГАУСы). Таких областей в пределах западной части шельфа моря Лаптевых, по данным катагенетического моделирования, установлено две: южная - ГАУС I (юг Южно-Лаптевского прогиба) и северная - ГАУС II (Усть-Ленско-Трофимовская и вал Минина). Они зафиксированы на гипсометрическом уровне - 4000 м (см. рис. 5).

В осадочном чехле прогибов на шельфе Восточно-Сибирского моря (в блоке с каледонским основанием) выделяются следующие ПНГК: верхнедевонский - нижнекаменноугольный, средне-верхнекаменноугольный и триасовый. Они представлены глинистыми морскими отложениями с гумусово-сапропелевым типом ОВ и являются предположительно нефтепроизводящими.

Меловой ПНГК представлен вулканогенно-осадочными отложениями прибрежно-морских фаций с гумусовым типом органическим веществом и рассматривается как газопроизводящий [Ким и др., 2016а].

В осадочном чехле прогибов, расположенных на континентальной окраине Чукотского моря (в блоке с каледонским основанием), прогнозируется несколько НГК.

Верхнедевонско-каменноугольный НГК в карбонатных морских мелководных фациях с сапропелевым типами органического вещества представляет интерес только на бортах прогибов и на разделяющих их поднятиях.

Триасовый НГК сложен глинистыми и песчано-глинистыми прибрежно-морскими отложениями с гумусово-сапропелевым и сапропелевым типом органического вещества. Комплекс нефтепроизводящий, с многочисленными притоками нефти в скважинах (см. рис. 3).

Верхнеюрско-нижнемеловой НГК представлен глинистыми образованиями дельтовых и прибрежно-морских фаций с гумусовым типом органического вещества. Этот комплекс преимущественно газопроизводящий, с многочисленными проявлениями нефти и газа.

Нижнемеловой НГК представлен глинистыми и угленосными отложениями континентальных, прибрежно-морских и морских фаций с гумусовым типом органического вещества и является газопроизводящим, с проявлениями газа и миграционной нефти. Все выделенные НГК могут быть развиты в осадочном чехле Северо-Чукотского прогиба. В осадочном чехле Южно-Чукотского прогиба (впадины Хоуп, Колючинская и Южно-Шмидтовская) присутствует нижнемеловой - палеогеновый ПНГК, он является основным генератором газа в этой части шельфа. В российском секторе Северо-Чукотского прогиба этот комплекс, по модельным оценкам, занимает катагенетический интервал от градации МК₁ до МК₅.

Северо-Чукотский прогиб отличается от всех структур Арктического шельфа особенностью осадконакопления, огромными размерами и большой мощностью осадочного чехла (до 22 км), в состав которого входят отложения от верхнего девона до квартера включительно, где на долю мелового ПНГК приходится 11,5 км [Виноградов и др., 2008]. Скорость осадконакопления этого комплекса достигает 400 м/млн лет и характерна для бассейнов понто-каспийского типа с лавинной седиментацией. Из-за аномально низких значений геотермического градиента катагенетические зоны характеризуются растянутостью по вертикали, размытостью и нечеткостью границ, огромными мощностями, исчисляемыми километрами, особенно на нижних уровнях катагенетического ряда [Троцюк, 1982; Алиева, 2003; Евдокимова и др., 2008]. В результате лавинной седиментации этаж нефтегазообразования растягивается до глубин 12–14 км. Клиноформное строение, значительное количество полигенетичного органического вещества, доказанная нефтегазоносность [Undiscovered Oil…, 2006] позволяют рассматривать его как самый перспективный на севере Чукотского шельфа.

Нефтегазогеологическое районирование

Нефтегазогеологическое районирование выполнено на структурно-тектонической основе, выделены крупные осадочные бассейны устойчивого и длительного погружения, сформировавшиеся в тесном взаимодействии платформенных, подвижных (геосинклинальных) и складчатых областей, развитых на площади современных восточных шельфов (рис. 6). Также были учтены стратиграфический диапазон осадочного чехла, его мощность и нефтегазовый потенциал входящих в него ПНГК. Территории, включающие нефтегазоносные бассейны и разделяющие их площади, рассматриваются как перспективные нефтегазоносные провинции (ПНГП). Границами провинций являются крупные региональные разломы, разграничивающие разновозрастные блоки фундамента и осадочного чехла. В составе провинций выделены перспективные нефтегазоносные области (ПНГО) и разобщенные между собой прогибы, структурные террасы, седловины, поднятия, валы, горсты. Таким образом, ПНГП представляют собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей, связанных общими чертами регионального строения, истории формирования осадочного чехла, условиями нефтегазообразования и нефтегазонакопления. В зависимости от имеющихся данных по островам, материковому обрамлению и шельфу каждая из провинций охарактеризована комплексом основных критериев нефтегазоносности: геологических, литолого-стратиграфических, структурно-тектонических, геохимических, термобарических, палеогеографических и др., в том числе прямых признаков нефтегазоносности [Ким и др., 2016а]. Согласно перечисленным критериям, ПНГО были классифицированы как земли с различной степенью перспективности (высокоперспективные, перспективные I и II категории, малоперспективные и бесперспективные).

Западно-Лаптевская ПНГП занимает западную и центральную части шельфа. Осадочный чехол мощностью до 13 км представлен параплатформенным промежуточным комплексом позднепротерозойско-мезозойского возраста и бассейновым комплексом нижнего мела (апт) - кайнозоя. Вещественный состав осадочного чехла (по аналогии с севером Сибирской платформы) состоит из терригенно-карбонатных (RF₃-V), карбонатных (Є-С₁) и терригенных (С₂-KZ) отложений. К категории высокоперспективных отнесены Трофимовское поднятие и вал Минина, к перспективным землям I категории - Южно-Лаптевский, Северо-Лаптевский и Омолойский (южная часть) прогибы, Усть-Ленский грабен, а II категории - северная часть Омолойского прогиба и зона Лено-Таймырских пограничных поднятий. В настоящее время Западно-Лаптевская перспективная нефтегазоносная провинция рассматривается в качестве первоочередного регионального объекта для проведения морских поисковых работ [Мансуров, 2015].

Новосибирско-Чукотская ПНГП включает восточную часть Лаптевского шельфа и южные части шельфов Восточно-Сибирского и Чукотского морей. Осадочный чехол представлен бассейновым терригенным комплексом нижнемеловых (апт) - кайнозойских отложений, залегающим на позднекиммерийском фундаменте. В провинции выделяются две ПНГО, граница между которыми проходит по зоне разломов, приуроченных к долине Палео-Колымы.

Новосибирская ПНГО охватывает восточную часть шельфа моря Лаптевых и южную часть шельфа Восточно-Сибирского моря. Большую часть области занимают бесперспективные и малоперспективные на УВ земли с малой мощностью осадочного чехла. К землям I категории перспективности отнесены окраинно-шельфовая впадина Толля и Анисинский прогиб, южное окончание которого наложено на Котельнический срединный массив. В связи с этим стратиграфический диапазон чехла увеличивается за счет палеозойско-мезозойского (неоком) комплекса мощностью до 6,5 км. Общая мощность чехла в этих структурах достигает 6 и 11 км соответственно. К землям II категории перспективности отнесены Северо-Омолойский рифтогенный грабен и северная часть Бельковско-Святоносского прогиба с мощностью чехла до 6 и 7,5 км соответственно. Прогиб наложен на западный склон Котельнического массива, где предполагается присутствие в разрезе отложений верхнего палеозоя - мезозоя (неоком) мощностью 2,5 км.

Южно-Чукотская ПНГО занимает южную часть Чукотского шельфа, где наибольший интерес представляют впадины (мощность чехла до 5–8 км) и разделяющие их валообразные поднятия. Центральная часть Южно-Чукотского прогиба отнесена к землям II категории перспективности. Исключение составляет лишь крупная впадина Хоуп (отнесенная к землям I категории перспективности). Ее восточное окончание располагается в американском секторе шельфа, где она также рассматривается как наиболее перспективный на газ объект исследования [Undiscovered Oil…, 2006].

Восточно-Арктическая ПНГП территориально охватывает северные части шельфов Восточно-Сибирского и Чукотского морей. Ее осадочный чехол состоит из двух комплексов - промежуточного и бассейнового, залегающих на каледонском основании. Промежуточный комплекс начинается карбонатными среднепалеозойскими отложениями (D₃) и наращивается терригенными верхнепалеозойско-мезозойскими. Бассейновый комплекс представлен апт-кайнозойскими образованиями терригенного состава. Провинция объединяет две перспективные нефтегазоносные области.

ПНГО Де-Лонга включает прогибы Вилькицкого и Новосибирский, разделенные поднятием Де-Лонга и Северной структурной террасой. К высокоперспективным землям отнесена седловина, осложняющая центральную часть прогиба Вилькицкого с мощностью осадков 6–7 км. К землям I категории перспективности относятся крупные депрессии прогибов Вилькицкого и Новосибирского, в которых мощность осадочного чехла достигает 10 км, а к землям II категории - северный склон поднятия Де-Лонга и Северная структурная терраса с мощностью осадочного чехла 5–6 км.

Северо-Чукотская ПНГО развита на севере Чукотского шельфа. Высокие перспективы нефтегазоносности ее доказаны открытием в нижнемеловых отложениях (баррем) крупного газоконденсатного месторождения Бюргер. Область охватывает Северо-Чукотскую впадину, одноименное поднятие и седловину, разделяющую впадину и прогиб Вилькицкого. К высокоперспективным землям отнесены пологие и неширокие склоны Северо-Чукотской впадины на севере и юге, по направлению к которым происходит огрубление осадков разреза и выклинивание палеозойских и мезозойских отложений чехла. К аналогичным землям предположительно отнесены склоны Дремхедского прогиба. К землям I категории перспективности относятся борта Северо-Чукотской впадины с мощностью осадков от 8 до 12 км, а к землям II категории - приосевая ее часть, где мощность чехла увеличивается до 14–22 км.

Сравнительная характеристика нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточно-Арктического шельфа России дает возможность отнести к наиболее перспективным Лаптевоморский бассейн, где существует тесная связь геологического развития западной части шельфа с прилегающей с юга Сибирской платформой с доказанной нефтегазоносностью. Вторым по значению является южное крыло Северо-Чукотской впадины (см. рис. 6), внешняя часть которой осложнена локальными поднятиями и характеризуется выклиниванием сейсмокомплексов, по восстанию которых может происходить миграция УВ. Третьей с позиции перспективности на УВ является северная часть Восточно-Сибирского бассейна в районе обрамления западной части прогиба Вилькицкого.

Таким образом, выполненная работа дает возможность сформулировать следующие выводы.

1. Структурно-тектоническая карта Восточно-Арктического шельфа России, представленная в статье, характеризует основные структуры I порядка (реже - II и III), позволяет выявить ряд особенностей, присущих их формированию, и проследить сочленение окраинно-шельфовых прогибов с океаническими котловинами через систему пограничных поднятий.

2. Широкий спектр проявления нафтидов на островном и материковом обрамлении (от рифея до неокома включительно), их фазово-генетическое разнообразие - от газов (в том числе с повышенным содержанием гелия), нефтей (тяжелых и легких) до твердых и вязких битумов (класса асфальтов и асфальтитов) - свидетельствуют о генерации углеводородов несколькими источниками и неоднократных процессах их миграции.

3. Предполагаемый стратиграфический объем осадочного чехла (от верхнего рифея до кайнозоя) в юго-западной и центральной части Лаптевского шельфа существенно увеличивает нефтяную составляющую в фазовом составе углеводородов. На это указывает преобладание сапропелевой органики в палеозойских и раннемезозойских нефтематеринских толщах и оптимальные по катагенезу условия ее созревания.

4. Согласно нефтегеологическому районированию Восточно-Арктического шельфа России, выделены Западно-Лаптевская, Новосибирско-Чукотская и Восточно-Арктическая ПНГП с осложняющими их ПНГО. Районирование земель в их пределах дано по степени перспективности и отражено на карте (см. рис. 6).

Исходя из совокупного анализа нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики для поисково-параметрического бурения предлагаются следующие участки:

– южное замыкание Южно-Лаптевского прогиба (Западно-Ленский купол), юг Трофимовского поднятия;

– север Усть-Ленского грабена и вала Минина;

– поднятие Биллингса - между депоцентрами прогиба Вилькицкого;

– Раутанская седловина, расположенная между Северо-Чукотским прогибом и прогибом Вилькицкого;

– южное крыло Северо-Чукотской впадины, внешняя часть которой осложнена локальными поднятиями.

Список литературы

Алиева Э.Г. Прогноз глубинных зон образования и накопления углеводородов в центральной части Южно-Каспийского нефтегазоносного бассейна // Геология нефти и газа. 2003. № 5. С. 20–31.

Виноградов В.А., Горячев Ю.В., Гусев Е.А. и др. Осадочный чехол Восточно-Арктического шельфа России и условия его формирования в системе материк - океан // Сб. статей «60 лет в Арктике, Антарктике и Мировом океане». СПб.: ВНИИОкеангеология, 2008. С. 63–78.

Виноградов В.А., Драчев С.С. К вопросу о тектонической природе фундамента юго-западной части шельфа моря Лаптевых // Доклады РАН. 2000. Т. 372. № 1. С. 72–74.

Волк В.Э., Иванов С.С., Шимараев В.Н. Аэромагнитные данные в исследовании земной коры. Л.: Недра, 1982. 152 с.

Грамберг И.С., Иванов В.Л., Преображенская Э.Н. Потенциальные возможности нефтегазообразования в осадочных толщах морей Лаптевых и Восточно-Сибирского // Геология шельфа Восточносибирских морей (сб. статей). Л.: НИИГА, 1976. С. 65–77.

Драчев С.С. Тектоника рифтовой континентальной окраины северо-восточной Евразии в Арктике (моря Лаптевых и Восточно-Сибирское). Автореферат дис. … док. г.-м. наук. М., 1999. 40 с.

Евдокимов А.Н., Евдокимова Н.К. Магматические формации и их влияние на распределение углеводородов в осадочном чехле акватории восточного сектора Арктики // Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. Вып. 5. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2004. С. 188–201.

Евдокимова Н.К., Яшин Д.С., Ким Б.И. Углеводородный потенциал отложений осадочного чехла шельфов восточно-арктических морей России (Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского) // Геология нефти и газа. 2008. № 2. С. 3–12.

Евдокимова Н.К., Харитонова Л.Я., Алексеева А.К. Нефтегазоперспективность юга Лаптевоморского шельфа по результатам современной обработки геолого-геофизических данных // Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. Т. 210. Вып. 6. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2006.С. 49–56.

Заварзина Г.А., Шлыкова В.В., Шкарубо С.И. Новые данные о тектонике притаймырского шельфа моря Лаптевых // Разведка и охрана недр. 2014. № 4. С. 30–34.

Захаров В.А., Ким Б.И., Рогов М.А. О возможном распространении верхнеюрских и нижнемеловых отложений на шельфе моря Лаптевых и перспективах их нефтегазоносности // Стратиграфия. Геол. Корреляция. Т. 21. № 5. С. 36–55.

Иванов В.Л. Оленекское месторождение битумов (геологическое строение и условие формирования). Л.: Недра, 1979. 104 с.

Иванов В.Л. Геологические предпосылки нефтегазоносности шельфа моря Лаптевых // Сб. Российская Арктика: геологическая история, минерагения, геоэкология. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2002. С. 202–208.

Иванов В.Л. Перспективы нефтегазоносности Лаптевского бассейна // В кн. Геология и полезные ископаемые России. Арктические моря. Т. 5. Кн. 1. СПб.: ВСЕГЕИ, 2004. С. 311–319.

Иванова Н.М., Секретов С.Б., Шкарубо С.И. Данные о геологическом строении шельфа моря Лаптевых по материалам сейсмических исследований // Океанология. 1989. Т. XXIX. Вып. 5. С. 789–795.

Керимов В.Ю., Сенин Б.В. и др. Геология, поиски и разведка месторождений углеводородов на акваториях Мирового океана. М.: Недра, 2016. 411 с.

Ким Б.И. Геологическое строение шельфа моря Лаптевых // Геология и полезные ископаемые шельфов России. М.: ГЕОС, 2002. С. 26–37.

Ким Б.И., Евдокимова Н.К., Супруненко О.И. и др. Нефтегеологическое районирование шельфа восточно-арктических морей России и перспективы их нефтегазоносности // Геология нефти и газа. 2007. № 2. С. 49–58.

Ким Б.И., Евдокимова Н.К., Харитонова Л.Я. и др. Осадочный чехол шельфа моря Лаптевых и его нефтегазовый потенциал // Геология нефти и газа. 2011. № 6. 2011. С. 116–131.

Ким Б.И., Евдокимова Н.К., Харитонова Л.Я. Структура, нефтегазовый потенциал и нефтегеологическое районирование Восточно-Арктического шельфа России // Геология нефти и газа. 2016а. № 1. С. 2–15.

Ким Б.И., Евдокимова Н.К., Харитонова Л.Я. Структура, нефтегазовый потенциал и нефтегеологическое районирование Восточно-Арктического шельфа России // Геология нефти и газа. 2016б. № 3. С. 14–27.

Клещев К.А. Основные направления поисков нефти и газа в России // Геология нефти и газа. 2007. № 2. С. 18–23.

Клубов Б.А. Природные битумы Севера. М.: Наука, 1983. 203 с.

Конторович А.Э., Эпов М.И., Бурштейн Л.М. и др. Геология, ресурсы углеводородов шельфов арктических морей России и перспективы их освоения // Геология и геофизика. 2010. Т. 51. № 1. С. 7–17.

Кораго Е.А., Столбов Н.М. Магматизм в неогейской геологической истории акваторий и прибрежных областей Российской Арктики // Российская Арктика: геологическая история, минерагения, геоэкология (под ред. Д.А. Додина и В.С. Суркова). СПб.: ВНИИОкеангеология, 2002. С. 238–251.

Косько М.К. Восточно-Арктический шельф России: геология и тектонические основы нефтегеологического районирования // Автореферат дисс. … док. г.-м. наук. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2007. 34 с.

Лазуркин Д.В., Павлов А.В. Перспективы нефтегазоносности Восточно-Арктического шельфа России (моря Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское) // Геология и полезные ископаемые шельфов России. М.: ГЕОС, 2002. С. 84–93.

Малышев Н.А., Никишин А.М., Драчев С.С. Тектоническая история осадочных бассейнов российских арктических шельфов и сопредельной суши // Материалы XLIII Тектонического совещания «Тектоника и геодинамика складчатых поясов и платформ фанерозоя». Т. II. М.: ГЕОС, 2010. С. 10–23.

Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. и др. Новые представления о строении и формировании осадочного чехла шельфа моря Лаптевых // Материалы XLII Тектонического совещания. Т. II. М.: ГЕОС, 2009. С. 32–37.

Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Проблемы геологии Лаптевоморского осадочного бассейна и варианты их решения // Тезисы докл. на Международной научно-практической конференции, посвященной 40-летию МАГЭ «Современные геолого-геофизические исследования на Российском шельфе». Мурманск, 2012. С. 156–159.

Мансуров М.Н., Захаров Е.В. О перспективах газонефтеносности на шельфе морей Восточной Арктики // Вести газовой науки. 2015. № 2 (22). С. 15–20.

Полякова И.Д., Борукаев Г.Ч., Сидоренко С.А. Углеводородный потенциал рифейско-нижнемеловых комплексов Лаптевоморского региона // Арктика: экономика и экология. 2016. № 1. С. 56–65.

Сафронов А.Ф., Сивцев А.И., Чалая О.Н. и др. Начальные геологические ресурсы углеводородов шельфа моря Лаптевых // Геология и геофизика. 2013. № 8. Т. 54. С. 1275–1279.

Сафронов А.Ф., Ситников В.С., Каширцев В.А. и др. Перспективы нефтегазоносности арктической части территории западной Якутии // Российская Арктика. Геологическая история. Минерагения. Геоэкология. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2002. С. 342–353.

Секретов С.Б. Региональная сейсмостратиграфия осадочного чехла шельфа моря Лаптевых и континентальной окраины Восточно-Сибирского моря // Геология и полезные ископаемые шельфов России. М.: ГЕОС, 2002. С. 37–76.

Секретов С.Б. Перспективы использования углеводородных ресурсов шельфа моря Лаптевых в ходе реализации «Восточной газовой программы». М.: ГЕОС, 2010. С. 90–124.

Старосельцев В.С. Тектоническое и нефтегеологическое районирование южного побережья и прилегающего шельфа моря Лаптевых // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2012. № 3. С. 32–37.

Тектоническая карта морей Карского и Лаптевых и севера Сибири м-ба 1 : 2 500 000 / гл. ред. Н.А. Богданов, В.Е. Хаин. М.: Ин-т литосферы РАН, 1998.

Троцюк В.Я. Прогноз нефтегазоносности акваторий. М.: Недра, 1982. 199 с.

Харитонова Л.Я. Магматизм как индикатор тектонической активности на разных этапах развития Карско-Лаптевского шельфа // Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. Вып. 2. СПб.: ВНИИОкеангеология, 1998. С. 135–145.

Харитонова Л.Я. Отражение в потенциальных полях основных структур и складчатых систем различного времени консолидации, развитых в пределах Восточно-Арктического шельфа России // Каротажник. 2010. Вып. 9 (198). С. 19–40.

Шакиров Р.Б., Сорочинская А.В., Обжиров А.И. Газогеохимические аномалии в осадках Восточно-Сибирского моря // Вестник КРАУНЦ. Науки о земле. 2013. № 1. Вып. 21. 98 с.

Шкарубо С.И., Заварзина Г.А. Стратиграфия и характеристика сейсмических комплексов осадочного чехла западной части шельфа моря Лаптевых // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 2. http://www.ngtp.ru/rub/2/14_2011.pdf.

Яшин Д.С., Ким Б.И. Геохимические признаки нефтегазоносности Восточно-Арктического шельфа России // Геология нефти и газа. 2007. № 4. С. 25–29.

Drachev S., Malyshev H., Nikishin A. Tectonic history and petroleum geology of the Russian Arctic Shelfes: an overview // Petroleum Geology: From Mature Basins to New Frontiers - Proceedings of the 7th Petroleum Geology Conference. London, 2010. P. 591–619.

Undiscovered Oil and Gas Resources, Alaska Federal Offshore // OCS Monograph MMS 98-0054. Alaska, 1998. 531 p.

Undiscovered Oil and Gas Resources, Alaska Federal Offshore as of 2006 (http: www.mms.gov/alaska/re/reports/rerep ort.htm).

Ссылка на статью:

Евдокимова Н.К., Харитонова Л.Я. Нефтегеологическое районирование и предпосылки нефтегазоносности Восточно-Арктического шельфа России // 70 лет в Арктике, Антарктике и Мировом океане. Сборник научных трудов (под ред. В.Д. Каминского, Г.П. Аветисова, В.Л. Иванова). СПб.: ВНИИОкеангеология, 2018. C. 291-306.