Еще в начале 1980-х гг. наша страна включилась в решение грандиозной геополитической задачи по расширению границ своего «юридического» шельфа в Северном Ледовитом океане (СЛО) в соответствии с Конвенцией ООН по морскому праву 1982 г. В рамках проблемы внешней границы континентального шельфа (ВГКШ) на межведомственной основе был переобработан массив батиметрического и геолого-геофизического материала, накопленный за всю историю изучения Полярного бассейна, и выполнена серия не имеющих аналогов в мире глубинных геотраверсов (рис. 1). В результате на акватории глубоководного Арктического бассейна был оконтурен и представлен в установленном порядке на рассмотрение Комиссии ООН по границам континентального шельфа искомый участок площадью около 1,2 млн км², связанный общностью геологического развития с материковой окраиной восточной Евразии.

Масштабные и высокозатратные усилия по проблеме ВГКШ предпринимаются российской стороной прежде всего с целью получения права на разведку и разработку морского дна за пределами исключительной экономической зоны. При этом по умолчанию предполагается исключительно богатый нефтегазовый потенциал искомого объекта; в средствах массовой информации это преподносится уже как очевидный факт. Между тем до последнего времени имелась единственная количественная оценка ресурсов, достаточно скромная по величине (5–10 млрд т нефтяного эквивалента (н. э.) на площадь более миллиона квадратных километров) и, главное, полученная чисто статистическим методом Л. Уикса без учета геологических факторов [Грамберг и др., 2000; Каминский и др., 2012].

Однако в случае удовлетворения российской заявки (как и при любом ином возможном режиме недропользования) разворот ресурсной деятельности станет возможен только при наличии полноценной нефтегеологической основы с оценкой прогнозных ресурсов по конкретным элементам структуры ложа океана.

Подготовка такой основы представляет собой нетривиальную и информационно недостаточно обеспеченную задачу.

Особенности объекта прогноза

Первая особенность как бы лежит на поверхности - это положение объекта нашего рассмотрения на батиальных и даже абиссальных глубинах, что требует принципиально новых технико-методических и концептуальных подходов к прогнозу и поиску, в отличие от суши и традиционного шельфа. Эта фундаментальная тема ждет самостоятельного рассмотрения.

Принято говорить о крайне низком уровне геолого-геофизической изученности искомого участка «расширенного» шельфа, что не вполне корректно. Уникальные комплексные геотраверсы, выполненные по программе ВГКШ на основе методов глубинной сейсморазведки (глубинного сейсмического зондирования, корреляционного метода преломленных волн), дали сведения об общем строении и делимости литосферы, каких мало для других океанов Земли. Эти материалы, дополненные данными профильных наблюдений методом отраженных волн с общей глубинной точкой (МОВ ОГТ) и обработанные с помощью современных геоинформационных технологий, позволили специалистам ВНИИОкеангеология построить рабочую Карту мощности осадочного чехла Северного Ледовитого океана масштаба 1:5 000 000 (опубликована в виде схемы в [Каминский и др., 2012]), вполне удовлетворяющую заявочным требованиям Комиссии ООН по границам континентального шельфа.

В то же время плотность сети регионального сейсмопрофилирования МОВ оказалась недостаточной для расшифровки внутренней структуры койлогенного осадочного чехла и тем более подстилающего «акустического фундамента», где также предполагается нахождение недислоцированных платформенных блоков доокеанического происхождения. Этот интервал разреза не достигнут и глубоководным бурением АСЕХ-2004 [Backman et al., 2006].

На такой информационной основе не удается выполнить полноценное структурно-тектоническое районирование в качестве необходимого исходного элемента процедуры прогнозной оценки нефтегазоносности нового объекта, и мы продолжаем пользоваться морфоструктурной системой понятий («котловины», «хребты» и т. д.), за которыми подразумевается не всегда очевидное тектоническое содержание.

Ключевым элементом геологической структуры участка «расширенного» шельфа России в СЛО является мегаблок провинции Центрально-Арктических поднятий (ЦАП). Геоисторически это реликт гетерогенного палеоматерика, сформировавшегося к мезозою в циркумполярной Арктике. Во второй половине мела устанавливается режим субширотного растяжения земной коры палеоматерика с рифтингом и внутриплитным трапповым магматизмом; результатом этого процесса явилось отторжение мегаблока ЦАП от Баренцево-Карской континентальной окраины (палеоген, 58–53 млн лет назад) с его последующей миграцией в направлении Пацифики по мере разрастания новообразований коры в ходе раскрытия Евразийского спредингового бассейна. Апогеем процесса растяжения коры явилось дифференцированное погружение структур мегаблока ЦАП на океанические глубины с установлением режима пелагического осадконакопления на акватории Амеразийского суббассейна (ранний миоцен, около 18 млн лет назад - событие Zebra stripes по скважине АСЕХ-2004 [Казмин и др., 2014; Лаверов и др., 2013; Backman et al., 2006, и др.]).

Таким образом, современный мегаблок ЦАП представляет собой исходно континентальный «мост» между восточной Евразией и Северной Америкой, разделяющий геоисторически разнородные Евразийский и Канадский океанические бассейны и на неотектоническом этапе погруженный на батиальные и даже абиссальные глубины. Протяженная квазилинейная область сочленения мегаблока ЦАП с котловиной Амундсена - вторая континентальная окраина Евразийского спредингового бассейна, противолежащая Баренцево-Карской окраине, но, в отличие от последней, вовлеченная в неогене в опускание совместно с хребтом Ломоносова [Каминский и др., 2013, и др.].

Примеры крупных объектов со столь неординарной историей развития трудно найти в других современных океанах. Соответственно, при анализе предпосылок нефтегазоносности, наряду с такими очевидными параметрами, как мощность и строение койлогенного чехла, необходимо учитывать целый комплекс специфических факторов:

– структурно-вещественную природу исходного доокеанического основания и характер его преобразования на предокеаническом (рифтогенез) этапе;

– природу и механизм сопряжения глубоководного мегаблока ЦАП: а) с восточно-арктическим шельфом и б) с Евразийским спрединговым бассейном (принципиально разные феномены);

– роль новейшей (N-Q) геодинамики (совершенно не изучена).

Карта мощности осадочного чехла

Результаты глубинных геолого-геофизических исследований по программе ВГКШ с очевидностью подтверждают исходно континентальную природу мегаблока провинции ЦАП. Глубина раздела Мохо здесь колеблется в интервале 20–35 км, снижаясь до 13–14 км только в изолированной котловине Макарова. Повсеместно присутствует гранито-метаморфический слой («верхняя кора») мощностью 4–7 км под поднятиями и до 1–2 км в основании котловин, перекрываемый сейсмически неупорядоченным «метаосадочным комплексом» (синонимы: «промежуточный этаж», «акустический фундамент») мощностью от 1–2 до 3–5 км.

В качестве потенциального носителя нефтегазоносности традиционно рассматривается нормально стратифицированный «бассейновый» осадочный чехол (К-KZ), состоящий из двух элементов. Молодые собственно синокеанические осадки («верхний горизонт») отделены региональным предмиоценовым несогласием (RU) от предокеанических рифтогенных слоев переменных мощности и состава («нижний горизонт»). В целом «бассейновый» чехол развит повсеместно в пределах мегаблока ЦАП. Проблема, однако, в том, что на основной части площади фоновая мощность чехла составляет 1–2 км; умеренно повышенные мощности (до 3 км, редко 4 км) зафиксированы лишь локально в пределах линейных впадин, наследующих погребенные рифтогенные грабены. При этом преобладающие в разрезе чехла пелагические осадки верхнего горизонта слабо литифицированы (пластовые скорости 1,6–2,8 км/с), что снижает их нефтегеологические возможности. Сказанное обусловило весьма скромную оценку перспектив нефтегазоносности объекта при подготовке миллионных листов Океанской серии [Геологическая карта РФ…, 2011, и др.].

Отечественные исследования по проблеме ВГКШ показали, что площади с существенно повышенной мощностью чехла (осадочные бассейны) существуют на площади глубоководной провинции ЦАП, где приурочены к зоне ее сочленения с «географическим» шельфом Восточно-Сибирского и Чукотского морей. На внутреннем шельфе давно известны обширные линейные прогибы, и хотя их нефтегеологическая изученность находится на рекогносцировочном уровне, предпосылки нефтегазоносности оцениваются положительно с учетом возможных аналогий с бассейном Северного склона Аляски [Геология и полезные..., 2004; Иванов, 2012; Ким и др., 2007, и др.]. В фундаментальной монографии «Арктические моря» [Геология и полезные…, 2004] был отмечен знаменательный факт перехода внутришельфового прогиба Вилькицкого в область континентального склона. На материалах трех комплексных геотраверсов ВГКШ («Трансарктика-1989-91», «Арктика-2005» и «Арктика-2007») удалось объединить совокупность обособленных депрессий в единый шельфово-склоновый мегапрогиб (осадочный бассейн), сегментированный на несколько дочерних элементов, который на Карте мощности осадочного чехла Северного Ледовитого океана (ВНИИОкеангеология, 2011) был представлен как Чукотско-Восточносибирский. Это наименование целесообразно использовать в дальнейшем.

Наконец, в 2014 г. уже целенаправленно в рамках объекта ВНИИОкеангеология по оценке перспектив нефтегазоносности «расширенного» шельфа России в СЛО силами ОАО «МАГЭ» был выполнен широкий комплекс сейсмических исследований. При этом Чукотско-Восточносибирский мегапрогиб был трижды пересечен «вилкой» профилей МОВ ОГТ, частично с зондированиями МПВ (профили AR1401, AR1402 и AR1403 общей длиной 2376 км) (рис. 2 и 3).

Выполненные на современном аппаратурно-методическом уровне работы 2014 г. дали надежные сведения о строении чехла на всю мощность - до 10 км и более, что позволило уточнить конфигурацию осадочных бассейнов, составляющих трансрегиональную мегаструктуру и обладающих признаками структурной и, очевидно, вещественной общности (рис. 4). Таким образом, на искомом участке дна СЛО определился первый и пока единственный реальный геологический объект для последующих прогнозно-поисковых работ на нефть и газ.

Чукотско-Восточносибирский осадочный мегабассейн

Мегаструктура берет начало на суше Аляски (прогиб Ханна). На внутреннем шельфе Чукотского моря депоцентром выступает Северо-Чукотский прогиб с мощностью чехла до 20 км. Далее к западу депрессия, за которой здесь закрепилось название прогиб Вилькицкого, частично, а затем и полностью смещается на континентальный склон, огибая полукольцом поднятие Де-Лонга; максимальная зафиксированная мощность чехла достигает 8–9 км. Западное дочернее звено мегапрогиба, Анисинский прогиб, сочленяясь через седловину с прогибом Вилькицкого на континентальном склоне поднятия Де-Лонга, затем пересекает бровку шельфа и уходит на внутренний шельф моря Лаптевых.

Важное обстоятельство: будучи приуроченным в региональном плане к внешней границе континентальной окраины восточной Евразии, Чукотско-Восточносибирский мегапрогиб при этом не повторяет очертаний современной бровки шельфа, а, напротив, перемещается с внутреннего шельфа в батиальную область и обратно. Соответственно, всю единую шельфово-склоновую депрессию следует рассматривать не как неотектоническое образование, синхронное формированию современной морфоструктуры СЛО, а как шовную зону унаследованного развития.

Результаты натурных исследований по проблеме ВГКШ свидетельствуют о прямой структурно-вещественной общности океанической области ЦАП с Восточно-Арктическим шельфом, которые по крайней мере с мезозоя существовали как единый ансамбль континентальных структур, а его разделение на глубоководный и шельфовый мегаблоки - это особый, не имеющий прямых аналогов эволюционный процесс, проявившийся по периферии восточной Евразии. Здесь нет геологической границы «океан-континент» (нет нормальной океанической коры), а сама зона сочленения двух мегаблоков не носит флексурно-разломного характера. Не подтверждается и распространенная в литературе идея о сдвиговом перемещении мегаблока ЦАП относительно шельфа по так называемой Хатангско-Ломоносовской трансформной зоне: при ее пересечении сейсмопрофилями сохраняются непрерывность разреза и корреляция несогласий; на отсутствие существенных горизонтальных смещений указывает и единство протяженных «сквозных» (шельф-океан) морфоструктур и дизъюнктивов.

Сейсмопрофилированием МОВ ОГТ 2014 г. установлено (см. рис. 2 и 3), что строение осадочного чехла Чукотско-Восточносибирского мегабассейна идентично на всем его протяжении от внутришельфового Северо-Чукотского бассейна до склонового бассейна Вилькицкого. Разрез состоит из шести сейсмостратиграфических комплексов (ССК), которые непосредственно прослеживаются в пределах рассматриваемой нами площади и достаточно уверенно коррелируются с разрезом скважин американского сектора Чукотского моря. Комплексы группируются в несколько совокупностей, отвечающих крупным этапам геологической эволюции (сверху вниз):

– комплекс ССК-1 (N₁-Q, пластовые скорости 1,8–2,8 км/с) - так называемый верхний горизонт бассейнового чехла, представленный толщей пелагических осадков, сформировавшейся после предмиоценового регионального несогласия (RU), на этапе общего неотектонического погружения;

– комплексы ССК-2 (E₁-E₂, 2,9–3,3 км/с), ССК-3 (К₁а-К₂, 2,6–3,1 км/с) и ССК-4 (К₁, 3,4–4,0 км/с) вместе составляют нижний горизонт «бассейнового» чехла, отвечающий разным стадиям предокеанического рифтового этапа эволюции. Сложно построенная толща неритовых и субконтинентальных отложений несет явные признаки рифтогенеза (полуграбены, клиноформы бокового наращивания, следы лавинной седиментации). ССК-2 совместно с ССК-1 уверенно коррелируются с верхнебрукским комплексом Аляски, ССК-3 плюс ССК-4 (до 2014 г. в публикациях не разделялись) - с нижнебрукским;

– комплекс ССК-5 (J₃-К₁, 3,8–4,2 км/с) сопоставляется с бофортовским комплексом Аляски (триас–неоком), отвечающим этапу генеральной структурной перестройки региона, завершившемуся синхронно с открытием Канадского океанического бассейна (инициальный эпизод процесса формирования современной геоструктуры СЛО). Бофортовский рифтогенный комплекс перекрывает элсмирский структурный этаж, сформировавшийся в условиях древней континентальной окраины с источником сноса на площади сегодняшнего СЛО. Очевидно, к элсмирскому этапу развития относятся комплексы ССК-6 (?Р-J₃, скорости от 4,3–4,6 до 4,8–5,8 км/с). Комплексы ССК-5, ССК-6 следует рассматривать как «добассейновый» интервал осадочного чехла, мощность которого в прогибе Вилькицкого достигает 5 км, а в Северо-Чукотском прогибе - 6–8 км. При этом на нашей площади «добассейновый» чехол наблюдается только в разрезах Чукотско-Восточносибирской мегадепрессии, не выходя за ее пределы. Ранее (геотраверс «Арктика-2005», см. рис. 1) было установлено, что мощный осадочный слой со скоростями 4,8–5,8 км/с (аналог ССК-5 плюс ССК-6), залегающий в основании Северо-Чукотского прогиба, в направлении суши выклинивается, а при переходе на поднятие Менделеева теряет регулярную расслоенность, приобретая качества «акустического фундамента», что следует рассматривать как результат тектонических воздействий на предокеаническом (К-Е) рифтогенном этапе.

Таким образом, трансрегиональный Чукотско-Восточносибирский осадочный бассейн и, в частности, его океаническое звено – бассейн Вилькицкого как объект прогноза нефтегазоносности обладают всем набором благоприятных общегеологических предпосылок:

– большая площадь бассейна и мощность чехла;

– прогнозируемые по геофизическим данным литологическое разнообразие разреза и достаточная степень катагенетического преобразования пород;

– сложная и контрастная структура, обеспечивающая существование всего возможного спектра ловушек;

– очевидное геоисторическое сходство с нефтегазоносными бассейнами Северного склона Аляски, бассейном Свердруп на шельфе и островах Канадского Арктического архипелага и др.

Первый опыт количественной оценки

Попытки количественно оценить перспективы нефтегазоносности объекта были предприняты во ВНИИОкеангеология после получения и обработки сейсмических материалов 2014 г. Выбранный полигон для прогнозных исследований (см. рис. 2, рис. 5) охватывал площадь глубоководной провинции ЦАП в границах заявочного участка России; в Евразийском суббассейне исследования не проводились. Задача решалась двумя способами: традиционным методом аналогий (сравнения с геологическим эталоном) и, в порядке эксперимента, на основе современной технологии бассейнового моделирования.

Оценка с использованием эталона. В практике советских/российских официальных количественных оценок нефтегазоносности новых регионов такой подход реализуется через использование средних плотностей ресурсов углеводородов изученных эталонов – нефтегазоносных бассейнов или их частей, как внутренних (в пределах единой нефтегазоносной провинции), так и отдаленных. Отечественными исследованиями по проблеме ВГКШ доказана структурно-вещественная общность глубоководного мегаблока ЦАП с шельфом восточно-арктических морей. Однако последний не может служить внутренним эталоном: его нефтегеологическая изученность находится на рекогносцировочном уровне, а прогнозные ресурсы оценены способом отдаленных аналогий и принадлежат к самой «слабой» категории Д₂.

«Отдаленным внешним эталоном» для нашего объекта служит нефтегазоносный бассейн Арктического склона Аляски, в строении которого обнаруживаются существенные черты сходства с Чукотско-Восточносибирским бассейном. По новейшим оценкам, начальные суммарные ресурсы Аляскинского бассейна составляют 8,42 млрд т н. э. при соотношении «нефть : газ», равном 46 : 54, и средней плотности извлекаемых ресурсов около 18 тыс. т/км² [Bird et al., 2011]. Текущие показатели нефтегазоносности бассейна Арктического склона Аляски были приняты в наших расчетах с понижающими поправками в связи с разным уровнем геолого-геофизической изученности и особенностями геологического строения. В частности, соотношение «нефть : газ» скорректировано в пользу газа до 15 : 85 [Каминский и др., 2014].

Основой для районирования площади по плотности ресурсов (см. рис. 5) служит такой монокритерий, как мощность осадочного чехла.

К перспективным землям 1-й категории (5–10 тыс. т/км²) отнесена вся площадь глубоководной части шельфово-склонового Чукотско-Восточносибирского осадочного бассейна, где мощность чехла превышает 4,5–5,0 км, всего 312,4 тыс. км². При этом внутри данного подразделения выделены без отдельной количественной оценки максимально перспективные участки (красный цвет на рис. 5), отвечающие зонам сочленения (седловины, перегибы) крупных звеньев единого мегабассейна. Также повышенными перспективами должны обладать прибортовые области депрессий, где, по аналогии с Аляской, можно ожидать широкого развития неструктурных (стратиграфических, тектонически экранированных и т. п.) ловушек, а доля нефти будет повышенной за счет вытеснения газом, формирующимся в глубоких депоцентрах. Заслуживают внимания устьевые части депрессий второго порядка, оперяющих Чукотско-Восточносибирский мегапрогиб с севера и с юга, где возможны погребенные ловушки-каньоны, дельтовые фэны и т. д.

Небольшие площади принадлежат землям 2-й категории перспективности (57,9 тыс. км², мощность чехла до 4,5 км, плотность ресурсов 3–5 тыс. т/км²) и малоперспективным (42,1 тыс. км², до 3 км, 0–3 тыс. т/км²). Геологически эти участки отвечают субмеридиональной цепочке погребенных рифтогенных грабенов предокеанического (мел–палеоген) этапа, наследуемых морфологически депрессиями Подводников - Макарова. Их следует рассматривать как объект нефтегазопоисковых работ второй очереди по отношению к прогибу Вилькицкого, требующий детальных и высокоточных исследований.

Площади с мощностью чехла менее 2 км отнесены к бесперспективным.

В итоге начальные суммарные извлекаемые ресурсы углеводородов составляют 2638 млн т н. э., в том числе 396 млн т нефти и 2242 млрд м³ газа.

Оценка на основе бассейнового моделирования. Методика бассейнового моделирования заключается в объединении в общую систему процессов осадконакопления, образования в отложениях флюидов и их миграции и аккумуляции в различных структурах. Она предполагает применение математических алгоритмов для обработки сейсмических, стратиграфических, петрофизических, геохимических и прочих геологических данных с целью реконструкции эволюции осадочных бассейнов [Al-Hajer, Saeed, 2009].

К сожалению, в нашем случае возможности этого многообещающего современного метода пока ограничены вследствие недостаточной информационной обеспеченности. Реальные натурные наблюдения по объекту сводятся к нескольким сейсмическим разрезам высокого качества и немногочисленным измерениям теплового потока, что позволяет в опытном порядке осуществить только двухмерное моделирование по профилям AR1401, AR1402, AR1403 и AR1406 с использованием программного обеспечения PetroMоd.

Сведения о веществе осадочного чехла (возраст, литология, геохимия, механические свойства) полностью отсутствуют, поэтому для построения моделей использованы исходные данные по эталонным разрезам и скважинам Северной Аляски и американского сектора Чукотского моря [Sherwood et al., 2002]. При миграции углеводородов определенную роль играют разломы: время образования каждого разлома было задано в соответствии с возрастом самого верхнего горизонта, который по нему смещается. В емкостных характеристиках все разломы были заданы открытыми, то есть способными пропускать флюиды. Хотя детальная поформационная корреляция разрезов (табл.) выполнена путем непосредственного трассирования сейсмических границ, она, естественно, содержит элементы неопределенности, однако другого способа решения задачи у нас нет. Некоторые показатели (С_орг, водородный индекс) приняты условно и с минимальными значениями (0,5%).

Полученные скопления нефти и газа приурочены к центральной (структурные ловушки) и бортовым (зоны выклинивания коллекторов, антиклинальные структуры) зонам котловины Подводников. Залежи смоделированы для аналогов песчаных толщ Саг Ривер (элсмирский комплекс), Купарук (бофортский комплекс), Нанушук (брукский комплекс).

Расчет количества образовавшихся углеводородов в программном обеспечении PetroMod проводился без учета пространственного строения структур, однако полученные данные могут быть использованы в качестве примерной оценки минимальных возможных ресурсов. В общей сложности по всем исследуемым профилям прогнозируется около 1200 млн т нефти и 1500 млн м³ газа.

Заключение. Приведенные оценочные показатели, полученные как первым, так и вторым способом, не следует абсолютизировать. Расчеты содержат ряд недостаточно обоснованных допущений, и в этих случаях принимались минимальные возможные параметры, то есть итоговые объемы прогнозных ресурсов можно считать минимальными. Они представляют интерес прежде всего как указание на существование на площади заявочного участка России за пределами «географического» шельфа реального объекта для постановки прогнозно-поисковых работ на нефть и газ - осадочного бассейна Вилькицкого.

В статье не затронуты другие, менее очевидные потенциально перспективные объекты. В частности, в составе акустического фундамента («промежуточного этажа»), согласно известным тектоническим реконструкциям, должны содержаться платформенные толщи в чехольном залегании, которые могут быть носителями наследуемых нефтегазоносных комплексов. Явных сейсмических свидетельств этому пока нет, возможно, вследствие недостаточной глубинности сейсморазведки. Однако при геологических исследованиях на поднятии Менделеева (экспедиции «Арктика» 2005 и 2012 гг.) обнаружены признаки древних платформенных толщ в нескладчатом состоянии [Каминский и др., 2013, и др.].

Самостоятельный объект будущих исследований представляет собой располагающаяся на океанических глубинах пассивная континентальная окраина Евразийского спредингового бассейна - котловина Амундсена/хребет Ломоносова. Попутно заметим, что и противолежащая ей более доступная Баренцево-Карская окраина в своей глубоководной (зашельфовой) части почти не затронута отечественными нефтегеологическими исследованиями, тогда как в норвежском секторе с 2007 г. ведется промышленная разработка первых глубоководных объектов.

Список литературы

Геологическая карта РФ. Масштаб 1 : 1 000 000. Серия Океанская. Лист U-53, 54, 55, 56 - хр. Ломоносова / П.В. Рекант, Е.А. Гусев и др. СПб.: Картфабрика ВСЕГЕИ, 2011. 66 с.

Геология и полезные ископаемые России. T. 5: Арктические и дальневосточные моря. Кн. 1: Арктические моря / ред. И.С. Грамберг, В.Л. Иванов, Ю.Е. Погребицкий. СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2004. 468 с.

Грамберг И.С., Супруненко О.И., Лазуркин Д.В. Нефтегазовый потенциал Северного Ледовитого океана // Геологическое строение и геоморфология Северного Ледовитого океана в связи с проблемой внешней границы континентального шельфа Российской Федерации в Арктическом бассейне. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2000. С. 31–38.

Иванов В.Л. Восточно-Арктический шельф России ждет своих исследователей // Горный журнал. 2012. № 3. С. 71–76.

Казмин Ю.Б., Лобковский Л.И., Кононов М.В. Геодинамическая модель развития Амеразийского бассейна Арктики (к обоснованию принадлежности хребта Ломоносова, поднятия Менделеева и котловины Подводников к российской материковой окраине) // Арктика: экология и экономика. 2014. № 4 (16). С. 14–27.

Каминский В.Д., Супруненко О.И., Лазуркин Д.В., Поселов В.А. Проблемы изучения глубоководных нефтегазоносных осадочных бассейнов евразийской континентальной окраины и ложа Северного Ледовитого океана // Горный журнал. 2012. № 3. С. 77–80.

Каминский В.Д., Поселов В.А., Жолондз А.С. Геолого-геофизическое обоснование внешней границы континентального шельфа России в Арктическом бассейне: история, состояние, перспективы // Горный журнал. 2013. № 11. С. 15–22.

Каминский В.Д., Супруненко О.И., Смирнов А.Н. Минерально-сырьевые ресурсы арктической континентальной окраины России и перспективы ее освоения // Арктика: экология и экономика. 2014. № 3 (15). С. 52–61.

Ким Б.И., Евдокимова Н.К., Супруненко О.И., Яшин Д.С. Нефтегеологическое районирование шельфа восточно-арктических морей России и перспективы их нефтегазоносности // Геология нефти и газа. 2007. № 2. С. 49–60.

Лаверов Н.П., Лобковский Л.И., Кононов М.В. и др. Геодинамическая модель тектонического развития Арктики в мезозое и кайнозое и проблема внешней границы континентального шельфа России // Геотектоника. 2013. № 1. С. 3–35.

Al-Hajeri M.M., Saeed M.A. Basin and petroleum system modeling // Oilfield Review. 2009. Vol. 21. N. 2.

Backman J., Morgan K., McInroy D.B., Mayer L.A. Sites M0001-М0004. Expedition 302 Scientists // Proceeding of the Integrated Ocean Drilling Program. 2006. Vol. 302. P. 1–115.

Bird K.J., Houseknecht D.W. Geology and petroleum potential of the Arctic Alaska petroleum province // Arctic Petroleum geology. London, 2011. P. 485–499. (Geol. Society Memoir N. 35).

Sherwood K.W., Johnson P.P., Craig J.P. et al. Structure and Stratigraphy of the Hanna Trough, U.S. Chukchi shelf, Alaska // Tectonic Evolution of the Bering Shelf-Chukchi Sea-Arctic Margin and Adjacent Landmasses / E. L. Miller, A. Grantz & S. L. Klemperer (eds); Geological Society of America. Boulder, CO, 2002. P. 39–66. (Special Papers, 360).

Ссылка на статью:

Иванов В.Л., Каминский В.Д., Поселов В.А., Супруненко О.И., Смирнов О.Е., Кишанков А.В. Предпосылки нефтегазоносности Амеразийского бассейна Северного Ледовитого океана за пределами 200-мильной зоны в пределах российских секторальных линий // 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. 229-238.