Обобщаются новейшие геолого-геофизические материалы с целью расшифровки внутреннего строения «закрытых» пространств арктических низменностей и шельфа на Северо-Востоке. Определяются главные факторы региональных и локальных геофизических аномалий. Обосновывается выделение и уточняются границы четырех древних массивов (Колымского, Хромского, Лаптевского, Де-Лонга). Характеризуются особенности строения погребенных мезозойских структур и молодого чехла эпимезозойской платформы. Намечаются три возможных нефтегазоносных бассейна: Лаптевско-Янский, Новосибирский, Северо-Колымский. Проводится районирование бассейнов по перспективам. В качестве первоочередных районов для развертывания нефтегазопоисковых работ рекомендуются о-ва Фаддеевский, Бунге, Новая Сибирь и западная часть Приморской низменности.

Проблема нефтегазоносности обширных низменных пространств на севере Верхояно-Чукотской мезозойской складчатой области давно привлекает внимание исследователей. Интерес к этим районам особенно возрос после открытия на севере Аляски гигантского нефтяного месторождения Прадхо-Бэй. Однако до недавнего времени Приморская, Колымская низменности и прилегающий шельф морей Лаптевых и Восточно-Сибирского оставались для геологов, по существу, белыми пятками, об их внутренней структуре высказывались лишь догадки и предположения, часто взаимоисключающие друг друга. Проведенные в последние годы разнообразные и разномасштабные геофизические исследования помогли установить ряд закономерностей в изменении полей, но их геологическая интерпретация различными авторами давалась неоднозначно. В связи с этим представилось необходимым попытаться на основе анализа и увязки имеющихся геологических, геофизических и региональных тектонических материалов выработать единую точку зрения на структуру этого региона. В ряде случаев предлагаемая интерпретация совпадает со взглядами предыдущих исследователей, в других – нет. На базе тектонической схемы появилась возможность сделать определенные выводы в отношении перспектив нефтегазоносности.

К истории вопроса

После того как А.Д. Архангельский и Н.С. Шатский в 1933-1935 гг. наметили в пределах Северо-Восточной Азии две «жесткие массы» - Колымский массив и Гиперборейскую платформу, большинство геологов (П.Н.  Кропоткин, Е.Т.  Шаталов, Н.П.  Херасков, В.Н. Сакс, Ю.М. Пущаровский, Н.П. Аникеев, Д.Г. Панов, Б.А. и Л.А. Снятковы, Ю.Н. Попов и др.) вплоть до шестидесятых годов так или иначе поддерживали эту точку зрения. Они сходились во мнении о том, что между указанными жесткими структурами протягивается полоса складчатых мезозоид и что в пределах Приморской и северной частей Колымской низменности происходит соединение Верхоянской и Чукотской систем складок. Лишь С.В. Обручев е 1934 г. высказал идею о значительных размерах «Колымской платформы», охватывающей не только Юкагирское плоскогорье, но также Приморскую низменность и арктический шельф к востоку от меридиана мыса Святой Нос. Однако вскоре (1940 г.) он отошел от такой трактовки размеров «платформы» и ограничил ее Колымо-Омолонским блоком.

Воскрешению первоначальной идеи С.В. Обручева способствовали работы геофизиков, установивших повышенный уровень гравитационного поля на низменностях и шельфе. Такие данные интерпретировались сначала К.К. Шапошниковым, К.И. Шапошниковой [1961] и Э.Э. Фотиади [1961] как приближение к поверхности плотных пород докембрийского фундамента в пределах древних массивов или платформ. Мнения исследователей разделились. Одни исследователи [Андрусенко, 1969; Гапоненко и др., 1968; Литинский, 1967] в указанных материалах увидели подтверждение существования громадной платформы на севере материка и стали проводить ее южные границы практически вдоль Верхоянского, Куларского, Полоусного и других хребтов, а складчатые структуры о-вов Ляховских и Анжу объясняют глыбовыми движениями, рассматривая их в качестве внутриплатформенных образований. Другие [Атласов и др., 1964; Русаков и др., 1969; Тильман, 1964; Тильман и др., 1969] развивают прежние представления о широком распространении на низменностях и шельфе мезозойских складчатых систем и пытаются наметить различные типы последних. Кроме того, имеются промежуточные точки зрения. К ним относятся эволюционирующие представления [Мокшанцев и др., 1964; 1968] о наличии многочисленных древних массивов, а также предположения о быстром вырождении складчатых систем в прибрежных районах [Полькин, 1969].

В ряде работ, начиная с Н.А. Гедройца [1950] и Н.В. Черского [1959], производились попытки оценить перспективы низменностей на нефть и газ. Эти заключения носили самый общий характер и видоизменялись в зависимости от тех тектонических воззрений, которых придерживались авторы.

О природе геофизических полей

В становлении взгляда о докембрийском фундаменте как основном факторе аномалий гравитационного поля большую роль сыграло первое впечатление [Шапошников и Шапошникова, 1961] о том, что Колымскому и Охотскому древним массивам соответствует повышенный, а складчатым зонам - пониженный фон поля силы тяжести. Кроме того, довольно очевидным казался эффект высокой плотности докембрийского фундамента, которая оценивалась в 2,8 г/см³ [Гапоненко и др., 1968; Шапошников и Шапошникова, 1961]. В настоящее время указанная точка зрения не может быть принята по следующим соображениям.

1. Региональные съемки на Северо-Востоке СССР показали отсутствие прямой связи между рельефом поверхности докембрийского фундамента и величинами силы тяжести. Древние массивы Северо-Востока по имеющимся данным не обладают универсальными геофизическими признаками [Беляев, 1969] и могут выделяться лишь на основе анализа простирания и рисунка аномалий.

2. В результате многочисленных измерений физических свойств (материалы А.М. Андрусенко, И.В. Беляева, Т.П. Зимнифвой, С.С. Зубовского, Е.М. Костальского, Э.Я. Келле, В.А. Литинского, В.А. Ляхова, В.Н. Лисицына, А.А. Николаевского, Е.Г. Саврасова и др.) установлено, что наиболее характерный предел изменений средней плотности метаморфических пород дорифейского возраста составляет 2,66-2,77 г/см³, т.е. они практически не отличаются по плотности от дислоцированных комплексов рифея, палеозоя, нижнего мезозоя.

3. Изменение знака регионального поля силы тяжести обычно приурочено к границам гор и низменностей. Наблюдается четкая обратная связь между региональной составляющей аномалий Буге и генеральными формами рельефа. Неотектоника же в мезозоидах носит в региональном плане ярко выраженный наложенный характер. Поэтому основную аномалиеобразующую причину вслед за [Русаков и др., 1969], вероятно, надо искать в поведении не поверхностных, а глубинных границ и в основном в рельефе разделов Мохоровичича и Конрада.

Гравитационное поле на низменностях и шельфе незначительно меняет величину своего относительно повышенного уровня. Локальные аномалии обусловлены многими факторами, но ведущую роль среди них играют мощность и структура молодых слабоуплотненных отложений, образующих койлогенный чехол эпимезозойской платформы (термин Т.Н. Спижарского). В локальных аномалиях неотектоника имеет прямое отображение. Отмечается почти полное соответствие гравитационных аномалий с батиметрическими и сейсморазведочными данными (материалы В.А. Литинского, Г.И. Гапоненко и др.). Кроме того, на величину и форму локальных аномалий часто влияют изверженные породы. Следовательно, анализ гравиметрических данных помогает в расшифровке структур койлогенного чехла и в уточнении природы магматических образований, залегающих вблизи от поверхности.

Основными результатами интерпретации магнитных съемок являются данные о размещении масс изверженных пород. Протяженные линейные зоны высоких аномалий рассматриваются в качестве глубинных разломов. Совместный анализ магнитометрических, гравиметрических и геологических материалов позволяет наметить шесть разновидностей изверженных пород, залегающих неглубоко под чехлом четвертичных отложений: 1) немагнитные гранитоиды пониженной плотности с кольцевыми положительными магнитными аномалиями или без таковых, 2) намагниченные гранитоиды без определенного выражения в гравитационном поле, обладающие положительными (до 500 гамм) сильно изрезанными магнитными аномалиями, 3) вулкано-плутонические образования с аналогичной геофизической характеристикой, 4) эффузивы основного и среднего состава в виде сильно изрезанных знакопеременных (±500 гамм) магнитных аномалий без определенного выражения в поле силы тяжести, 5) сильно намагниченные и высокоплотные габброиды, 6) участки максимальных концентраций мелких тел габброидов в осадочных толщах в виде положительных (200-300 гамм) магнитных аномалий на фоне слабоположительных (до 100 гамм), без закономерного отражения в гравитационном поле.

Тектоника

Древние массивы. В рассматриваемом регионе намечаются четыре достаточно крупных древних массива (рис. 1): Колымский, Хромский, Лаптевский и Де-Лонга. Вопрос о времени становления этих структур остается дискуссионным, но, судя по тому, что они влияют на рисунок мезозойских, палеозойских, а иногда и верхнепротерозойских складок, их возраст в большинстве случаев считается дорифейским [Атласов и др., 1964; Мокшанцев и др., 1964; 1968; Тильман и др., 1969].

В пределах Колымского массива повсеместно отмечаются северо-восточные, восток-северо-восточные, реже субширотные простирания магнитных и гравитационных аномалий. Они совпадают с генеральными направлениями дислокаций в протерозойских - мезозойских породах Приколымского и Алазейского поднятий. Этот структурный план является, следовательно, древним и унаследованным. Полоусный ряд немагнитных гранитоидов, обычно пониженной плотности, четко следится в геофизических полях от восточной оконечности хр. Улахан-Сис на юго-восток к р. Колыме. Здесь гранитные интрузии обрывают все северо-восточные аномальные зоны и, так же как в Полоусном кряже, по-видимому, подчеркивают ограничение массива. Структуры юго-западной полосы Олойского прогиба, простирающиеся на северо-запад, протягиваются в том же направлении на левобережье Колымы еще на 50-70 км и затем постепенно, а местами резко, заворачивают на юго-запад. Граница массива здесь трассируется по зоне изменения простирания аномалий.

Колымский массив характеризуется повышенным переменным магнитным полем. В большинстве случаев наблюдается сильная изрезанность кривых на магнитных профилях, что указывает на приповерхностное залегание магнитовозмущающих объектов [Торопчинов и др., 1967]. Прослеживание магнитных аномалий в районы коренных обнажений заставляет связывать их в первую очередь с верхнеюрскими и нижнемеловыми эффузивными и вулкано-плутоническими образованиями. Таким образом, почти повсюду под четвертичными отложениями южной части Колымской низменности предполагается широкое развитие магматических пород верхней юры - нижнего мела, принципиально схожих с таковыми Олойского прогиба и периферии Алазейского поднятия. Лишь на севере в междуречье Рассохи и Алазеи фиксируется спокойное поле ∆Т. Судя по данным магнитотеллурического зондирования [Истратов, 1967], кристаллический фундамент массива в закрытых районах залегает на глубине 1-2,8 км. Минимальные цифры того же порядка получаются при оценке мощности эффузивов по магнитометрическим материалам. Не исключена возможность, что в ряде случаев верхнеюрские образования залегают непосредственно на фундаменте.

Хромский массив выделяется в низовьях Индигирки и Хромы примерно в тех границах, в каких он дан в работе К.Б. Мокшанцева и др. [1968]. В его пределах локальные магнитные и гравитационные аномалии имеют субмеридиональную или северо-восточную ориентировку, резко отличную от северо-западного структурного плана опоясывающих массив складчатых зон. Характер магнитного поля весьма схож с таковым на Колымском массиве. Здесь также широко развиты эффузивные и вулкано-плутонические образования, залегающие на глубинах первых сотен метров от поверхности. Расстояние до фундамента, по данным МТЗ, определяется в 1-2,5 км.

Лаптевский массив в пределах одноименного моря предполагается многими исследователями, и в отличие от других массивов обладает спокойным магнитным полем. Его местоположение может быть сугубо ориентировочно намечено по гравиметрическим данным. Аномалии в дельте Лены и непосредственно к западу от Святого Носа имеют северо-западные простирания, согласные с мезозойскими структурами, что указывает на продолжение последних в акваторию. Виргация аномалий на субмеридиональную и северо-западную ветви отмечается примерно в 150 км северо-восточнее устья Лены. Возможно, этим подчеркивается входящий угол массива.

Массив Де-Лонга имеет овальную форму в плане, специфичный характер магнитного поля, указывающий на широкое распространение эффузивов, и оконтуривается вытянутыми гравитационными аномалиями. Полого залегающие кембрийско-ордовикские отложения на о. Беннетта, перекрытые горизонтальными покровами нижнемеловых эффузивов, уже давно служат геологическим обоснованием для выделения здесь жесткой структуры. Массив имеет ярко выраженное блоковое строение и, возможно, является краевым западным выступом Гиперборейской платформы.

Мезозоиды. Складчатые сооружения мезозойского возраста оконтуривают древние массивы. Среди них обычно различаются три системы: Верхоянская, Чукотская и Котельническо-Ляховская. Специфическими чертами о. Котельного являются резко сокращенные мощности верхоянского комплекса, выпадение из разреза целого ряда стратиграфических подразделений, амагматичный тип формаций, отсутствие широкого проявления гранитоидного магматизма и сравнительно спокойный тип складчатости. Эти материалы позволили Ю.М. Пущаровскому [1960] и С.М. Тильману [1964] обосновать выделение Арктической зоны затухания мезозоид. В рассматриваемом регионе она протягивается широкой (250-300 км) полосой через Новосибирские острова и центральную часть Восточно-Сибирского моря.

Складчатые сооружения Анюйской зоны и северо-восточной полосы Олойского прогиба четко прослеживаются в магнитном и гравитационном поле на севере Колымской, восточной части Приморской низменности и в прибрежных районах Восточно-Сибирского моря вплоть до о. Б. Ляховского. Они сопровождаются протяженными продольными глубинными разломами, к которым приурочены многочисленные, разнообразные и значительные по площади магматические породы. Основную роль среди них, по-видимому, играют не эффузивные, а интрузивные комплексы.

Верхоянская система характеризуется спокойным магнитным полем, близким к нулю, и, судя по этому признаку, протягивается на север в море Лаптевых. Верхнепалеозойские и мезозойские терригенные комплексы в пределах Верхоянского, Куларского антиклинориев и Полоусного синклинория смяты в напряженные линейные, часто изоклинальные складки.

Койлогенный чехол молодой эпимезозойской платформы повсеместно развит на низменностях и шельфе. Он резко несогласно перекрывает древние массивы и мезозойские складчатые структуры. По составу в нем преобладают терригенные континентальные породы, в отдельных местах присутствуют также вулканогенно-осадочные образования и покровы эффузивов. В южных районах низменностей, судя по Кенгдейскому грабену и обнажениям вблизи возвышенностей Джолон-Сисе, чехол начинается с угленосных формаций датского яруса или палеогена. Севернее, на Новосибирских островах, он охватывает, по-видимому, и более древние отложения вплоть до верхов нижнего мела [Атласов и др., 1964].

В пределах Колымского, Хромского массивов, а также в северной части Колымской низменности над зоной северо-западного продолжения Анюйских и Олойских структур кайнозойские отложения, судя по величине и характеру локальных гравитационных и магнитных аномалий, не превышают по мощности первых сотен метров. Лишь в отдельных небольших грабенах и впадинах мощность койлогенного комплекса достигает, по-видимому, 1000-1200 м. Море Лаптевых и западная часть Приморской равнины характеризуются резко дифференцированным блоковым строением чехла. Здесь отмечается целая система сравнительно узких грабенов и горстов, ориентированных в северо-западном и субмеридиональном направлениях. В грабенах мощность молодых отложений достигает 1,5-2,5 км, на поднятиях - нередко сокращается до нуля. На суше наиболее крупными прогибами являются Тастахский, Чондонский, Нижне-Янский, Омойлойский и Усть-Ленский. Между материком и островами Ляховскими, Котельным, Де-Лонга располагается крупная Восточно-Сибирская синеклиза [Гапоненко и др., 1968], разделенная Центральным валообразным поднятием на Северную и Южную впадины. Здесь отмечается, по всей видимости, максимальная (до 3-5 км) мощность койлогенного комплекса. На о-вах Новая Сибирь, Фаддеевском, Земля Бунге (восточная часть Котельного) фиксируется несколько изометричных в плане поднятий и небольших по размерам впадин, осложненных пологими дислокациями второго порядка. С севера и юга эта в целом относительная приподнятая островная зона ограничивается Северо-Фаддеевским и Санниковским прогибами.

Перспективы нефтегазоносности

Изложенные материалы по тектонике позволяют в известной мере уточнить и несколько видоизменить прежние представления [Брод и др., 1963; Гедройц, 1950; Горнштейн и др., 1963; Косолапов и др., 1968; Трофимук и др., 1969; Черский, 1959] о нефтегеологическом районировании и перспективах нефтегазоносности региона. В настоящее время здесь можно наметить три крупные области прогибания, выступающие в качестве возможных нефтегазоносных бассейнов (рис. 2). Они относятся к двум типам: бассейнам впадин на срединных массивах и бассейнам эпимезозойских платформ.

Северо-Колымский бассейн оконтуривается в юго-западной части Колымской низменности и связан с впадиной, расположенной целиком в пределах древнего массива. Границы бассейна на рис. 2 максимально расширены и являются в значительной степени условными. Установление по магнитным данным широкого развития здесь эффузивных и вулкано-плутонических ассоциаций, несомненно, заставляет высказывать более осторожные мнения в отношении нефтегазоносности территории, чем те, которые делались раньше. В качестве перспективного участка следует рассматривать в первую очередь северный район бассейна, где отмечается безаномальное магнитное поле, а мощность осадочных пород достигает 2-2,5 км. Основные перспективы, по всей вероятности, определяются палеозойскими отложениями.

Лаптевско-Янский бассейн связан с эпимезозойской плитой моря Лаптевых, дельты Лены и прилегающих участков запада Приморской низменности. На востоке он ограничивается новейшими поднятиями о-вов Котельного и Ляховских, южнее которых граница условно проводится по наиболее структурно приподнятым зонам Хромского массива. В грабенах и прогибах перспективы нефтегазоносности связываются в первую очередь с койлогенным комплексом. Исходя из преимущественно континентального состава осадков и невысокой степени их катагенного изменения, следует предполагать, что молодой чехол окажется прежде всего газоносным, что подтверждается получением небольших притоков газа в мелких скважинах в устье р. Яны [Косолапов и др., 1968]. В приподнятых зонах стратиграфический диапазон возможной нефтегазоносности расширяется за счет мезозойских и палеозойских пород. Это относится прежде всего к западным и северным участкам бассейна, где, по-видимому, происходит уменьшение степени дислоцированности и метаморфизма указанных образований. Святоносское поднятие в силу малой мощности чехла, сильной дислоцированности и магматической насыщенности мезозойских отложений, вероятно, должно рассматриваться в качестве малоперспективного. Участки Хромского массива, где широко развиты интрузии и вулканические покровы вблизи от поверхности, также относятся к областям малоперспективным или неперспективным. Изолированный Тастахский прогиб прежде всего интересен в отношении газоносности кайнозойских отложений.

Суммарная площадь перспективных областей бассейна достигает 390-400 тыс. км², из них на суше - около 75 тыс. км².

В пределах Новосибирского возможного нефтегазоносного бассейна выделяются две части, резко различные по структуре и перспективам нефтегазоносности. Юго-западная краевая зона бассейна характеризуется весьма незначительной мощностью койлогенного чехла, который перекрывает сложно дислоцированные и прорванные интрузиями мезозойские складчатые структуры. Здесь перспективы газоносности могут связываться лишь с небольшими по площади грабенами мощностью чехла порядка 1000 м. В целом эта зона является, по-видимому, малоперспективной.

Остальная, большая часть бассейна обладает мощностью чехла до 3-5 км, причем складчатым основанием эпимезозойской платформы здесь являются относительно слабо дислоцированные, амагматичные структуры Арктической зоны затухания мезозоид. Диапазон нефтегазоносности, таким образом, может охватывать практически всю колонку фанерозоя. Обширные Северная, Южная впадины Восточно-Сибирской синеклизы и другие прогибы служат основными областями нефтегазообразования, а разделяющие их поднятия, также как Центральное, Анжу, Новосибирское, должны рассматриваться в качестве зон нефтегазонакопления.

Высокая оценка перспективности и углеводородных запасов бассейна определяется его значительными размерами (около 900 тыс.км² до континентального склона и советско-американской границы) и огромной мощностью (до 13-15 км) палеозойских - кайнозойских отложений. Однако основная часть перспективных зон скрыта под водами моря и труднодоступна для освоения. В указанном аспекте наибольший интерес представляют о-ва Фаддеевский, Земля Бунге и Новая Сибирь. Помимо относительной доступности они характеризуются определенными геологическими особенностями, принципиально сходными с таковыми залива Прадхо Арктической равнины Аляски, где получены значительные притоки нефти из триасовых и нижнекаменноугольных отложений. Главнейшие черты сходства указанных районов можно видеть в следующем: а) расположение в пределах единой своеобразной тектонической структуры - Арктической зоны затухания мезозоид, вблизи древней Гиперборейской платформы; б) приуроченность к бассейнам с двумя ярко выраженными структурными и нефтегазоносными комплексами - палеозойско-нижнемезозойским и меловым-кайнозойским; в) подобие палеозойских и мезозойских разрезов о-вов Котельного, Врангеля и хр. Брукса [Тектоника Евразии, 1966], также формационно сходны и верхние структуры комплекса; г) весьма близкие (по абсолютной величине и формам аномалий) гравитационные и магнитные поля; д) приуроченность районов к относительно приподнятым структурным зонам в краевых частях крупных меловых-кайнозойских прогибов (Колвиллского и Восточно-Сибирского). Последнее обстоятельство указывает на то, что в пределах о-вов Фаддевского, Бунге, Новая Сибирь под сравнительно маломощным койлогенным чехлом на глубинах, доступных для бурения, можно вскрыть палеозойские и триасовые отложения, несомненно, протягивающиеся сюда с о. Котельный. Там среди них отмечаются прямые признаки нефтегазоносности в виде битуминозных известняков и асфальтитов.

Таким образом, анализ геофизических и тектонических материалов позволяет предполагать, что на севере Верхояно-Чукотской складчатой области, в основном на шельфе, располагаются крупные возможные нефтегазоносные бассейны, в пределах которых, по-видимому, имеются тектонические зоны, близкие по строению к району нефтяного месторождения-гиганта на севере Аляски. Первоочередными участками для развертывания фронта нефтепоисковых работ являются о-ва Фаддеевский, Бунге и Новая Сибирь. На материке к таковым относятся Усть-Ленский, Омолойский, Нижне-Янский, Чондонский и Тастахский прогибы в западной части Приморской низменности.

ЛИТЕРАТУРА

1. Андрусенко А.М. Тектоническое строение северо-западной части Верхояно-Колымской складчатой области по данным региональных геофизических исследований. В сб. Мезозойский тектогенез (тез. докл). Магадан, 1969.

2. Атласов И.П. и др. Новая тектоническая карта Арктики. ДАН СССР. 1964, т. 156, № 6.

3. Брод И.О. и др. Известные и возможные нефтегазоносные бассейны Дальнего Востока, Северо-Востока СССР и сопредельных территорий Якутии и Аляски. В сб. Пробл. сиб. нефти. Новосибирск, Изд-во СО АН СССР, 1963.

4. Беляев И.В. Выражение «жестких масс» (массивов) мезозоид Северо-Востока СССР в аномалиях магнитного и гравитационного полей. В сб. Мезозойский тектогенез (тез. докл.) Магадан, 1969.

5. Гапоненко Г.И. и др. Геолого-тектоническое строение моря Лаптевых и западной части Восточно-Сибирского моря по геофизическим данным. В сб. Геофиз. методы разведки в Арктике, вып. 5. НИИГА. Л., 1968.

6. Гедройц Н.А. Нефтегазоносность Советской Арктики по данным 1949 г. Тр. НИИГА, т. 3, 1950.

7. Горнштейн Д.К. и др. Основные этапы геологического развития и перспективы нефтегазоносности Якутской АССР. Изд-во АН СССР, 1963.

8. Истратов В.В. Результаты МТЗ в низовьях Колымы и Алазеи. В сб. Тектоника Вост. Сиб. и Дальн. Востока (тез. докл.). Новосибирск, 1967.

9. Косолапов А.И., Мокшанцев К.Б., Черский Н.В. Перспективы Колымского массива, Момо-Зырянской впадины и Приморского прогиба на нефть и газ. В сб. Геол. строение и нефтегазоносн. вост. части Сиб. платф. и прилег, районов. «Недра», 1968.

10. Литинский В.А. Геолого-тектоническое строение дна шельфа Арктических морей Восточной Сибири по геофизическим данным. В сб. Тектоника Сибири и Дальнего Востока СССР (тез. докл.). Новосибирск, 1967.

11. Мокшанцев К.Б. и др. Тектоническое строение Якутской АССР. М., «Наука», 1964.

12. Мокшанцев К.Б. и др. Глубинное строение восточной части Сибирской платформы и прилегающих складчатых сооружений Верхояно-Чукотской области. М., «Наука», 1968.

13. Полькин Я.И. Зоны затухания геосинклинальных систем мезозоид Арктического шельфа Восточной Сибири. В сб. Мезозойский тектогенез (тез. докл.). Магадан, 1969.

14. Пущаровский Ю.М. Некоторые общие проблемы тектоники Арктики. Изв. АН СССР, 1960, сер. геол., № 9.

15. Русаков И.М., Виноградов В.А., Гапоненко Г.И. О тектоническом развитии и районировании Северо-Востока СССР (включая арктический шельф). В сб. Мезозойский тектогенез (тез. докл.). Магадан, 1969.

16. Тектоника Евразии. Под ред. А.Л. Яншина. «Наука», 1966.

17. Тильман С.М. К истории тектонического развития восточной Арктики Тр. СВКНИИ, вып. 11. Магадан, 1964.

18. Тильман С.М., Белый В.Ф.. Николаевский Д.А., Шило Н.А. Тектоника Северо-Востока СССР. Тр. СВКНИИ, вып. 33. Магадан, 1969.

19. Торопчинов В.П., Меньшиков П.Н., Изаров В.Т. Тектоническое строение Колымского срединного массива по данным аэромагнитной съемки. В сб. Тектоника Вост. Сиб. и Дальнего Востока (тез. докл.). Новосибирск, 1967.

20. Трофимук А.А., Иванов В.В. и др. Проблемы нефтегазоносности территории Северо-Востока. В сб. Проблемы развития производит, сил. Магадан, обл., т. 1. Магадан, 1969.

21. Фотиади Э.Э. Основные черты тектонического строения Сибири и Дальнего Востока в свете данных региональных геологических и геофизических исследований. Геол. и геофиз., 1961, № 10.

22. Черский Н.В. Перспективы нефтегазоносности северо-востока Якутской АССР. В сб. Геол. газовых месторожд. М., ГОСИНТИ, 1959.

23. Шапошников К.К., Шапошникова К.И. Некоторые вопросы тектонического районирования Северо-Восточной Якутии по геофизическим данным. Геол. и геофиз., 1961, № 3.

Ivаnоv V.V., Веlуаеv I.V. On Tectonics arid Oil-Gas-Bearing Areas of Primorsky, Kolymsky Lowlands and Contiguous Shelf Areas (North Eastern USSR) // Geology and Geophysics, N 6, 1972.

An attempt is made to interprete the tectonic structure of Polar lowlands and shelf areas of North-Eastern USSR in addition to zonation with respect to oil geology. Three possible oil-gas bearing basins are separated with areas most perspective for the oil-gas presence.

Ссылка на статью:

Иванов В.В., Беляев И.В. К тектонике и нефтегазоносности Приморской, Колымской низменностей и прилегающего шельфа // Геология и геофизика. 1972. № 6. С. 75-83.