Палеозойско-мезозойский ССК развит в Норвежско-Шпицбергенской зоне ступеней, на западе по региональному сбросу комплекс контактирует с кайнозойскими ССК Поморского прогиба, а на востоке, также по системе региональных сбросов с палезойско-мезозойскими комплексами Свальбардской плиты. На севере мезозойско-палеозойский ССК ограничен субширотным тектоническим нарушением, по-видимому, сдвигового типа.

В подошве комплекс представлен отражениями, характеризующими поверхность фундамента переходного (Фп) и континентального (Фк) типов, в кровле - несогласиями U₃, U₂ в зоне ступеней, U₀ и Q₂ в пределах Свальбардской плиты. Следует отметить, что прослеживание отражающего горизонта Ф обоих структурных элементов весьма неоднозначно. Максимальное время регистрации отражений, которые могут отождествляться с кровлей гетерогенного фундамента в зоне ступеней, составляет 4-5 с. Внутреннее строение комплекса охарактеризовано отражающими горизонтами A₁(T₁), Ia (P₁). Стратиграфический интервал отложений ССК в Норвежско-Шпицбергенской зоне ступеней, по-видимому, ограничивается каменноугольным-раннемеловым временем, в пределах Свальбардской плиты - раннепалеозойско-раннемеловым.

Палеоцен-нижнеэоценовый ССК развит в пределах Поморского прогиба и ограничен в подошве поверхностью акустического фундамента двух типов (переходный Фп и океанический Фок) и несогласием U₃(P₂¹) в кровле. В южной части поверхность U₃(P₂¹) осложнена тектоническими нарушениями север-северо-восточного направления, представляющими собой взбросы и формирующими в плане приразломные локальные поднятия. Взброшенные части выделяются как аномалии типа «яркое» и «плоское пятно» (рис. 3). Данный комплекс характеризуется клиноформным строением. В зоне крутого сброса (западный борт Норвежско-Шпицбергенской зоны ступеней) палеоцен-нижнеэоценовый ССК без сокращения мощности контактирует с палеозойско-мезойским ССК. Область тектонического контакта может представлять собой перспективную зону развития ловушек УВ неструктурного типа. Наибольшие мощности ССК приурочены к грабену, выделенному в центральной части площади и приуроченному к крупному тектоническому нарушению сдвигового типа субширотного простирания.

Среднеэоцен-нижнеолигоценовый ССК ограничен в подошве ОГ U₃(P₂¹), а в кровле ОГ U₂(P₃¹). Как подошва ССК, ОГ U₃(P₂¹) имеет признаки несогласия по схеме подошвенного налегания, которая наиболее ярко проявляется в северной части площади. Волновое поле комплекса отличается разнообразием видов отражений: хаотические, косослоистые, плоскопараллельные и т.д. В целом комплекс характеризует клиноформное строение осадочной толщи.

Среднеэоценовый ССПК (нижний) ограничен в кровле ОГ U₃¹(P₂²), представляющим собой ярко выраженную поверхность несогласия типа эрозионного среза. В южной части площади в области приподнятого блока фундамента отражение U₃¹(P₂²) выделяется как аномалия типа «яркое пятно». Поверхность U₃¹(P₂²) осложнена тектоническими нарушениями север-северо-восточного направления, представляющими собой взбросы и формирующими в плане приразломные локальные поднятия (см. рис. 3).

Среднеэоцен-нижнеолигоценовый ССПК (верхний) характеризуется клиноформным строением, в кровле ограничен ОГ U₂(P₃¹). Подошва подкомплекса U₃¹(P₂²) является типичным несогласием типа подошвенного налегания. В пределах рассматриваемого ССПК выделяются три сейсмофациальные единицы (СФЕ) отличающиеся рисунком сейсмической записи. СФЕ-1 характеризуется динамически выраженными субпараллельными отражающими площадками значительной протяженности по простиранию. В северной и центральной части площади, в пределах материкового склона, СФЕ-1 перекрывается СФЕ. В южной части площади, на профилях субширотного направления, отмечается клиноформное строение СФЕ-1. Вероятно, данная сейсмофациальная единица представляет осадки глубоководного конуса выноса. СФЕ-2 характеризуется хаотическим рисунком сейсмической записи, который, вероятно, отражает высокоэнергетическую седиментационную обстановку, характерную для оползневых процессов. СФЕ-3 обосабливается на севере площади, вблизи Норвежско-Шпицбергенской зоны ступеней и представляет собой линзовидное тело, ог­раниченное в кровле ОГ U₂(P₃¹), являющимся несогласием типа кровельного прилегания. Подобная сейсмофациальная единица, пространственно приуроченная к окраине континентального шельфа, может отражать накопление осадочного материала в условиях прибрежных равнин и связанных с ними речных дельт. По простиранию СФЕ-3, в его подошве выделяется эрозионный канал.

Средне-верхнемиоценовый ССК ограничен отражающими горизонтами U₂(P₃¹) в подошве и U₁(N₁³) в кровле ОГ U₂(P₃) представляет собой ярко выраженную поверхность несогласия по схеме подошвенного прилегания. Отражения вблизи кровли комплекса перестают прослеживаться по схеме кровельного прилегания. В восточном направлении средне-верхнемиоценовый ССК выклинивается. В строении комплекса выделены косослоистые сейсмофациальные единицы, соответствующие отложениям, накопившимся в обстановке окраины шельфа и верхней части склона, и латерально наращивающих его. Ундаформные части клиновидных сейсмофаций редуцированы на уровне поверхности U₁(N₁³), где проявляются волновые аномалии «яркое пятно». Здесь, в шельфовой ундаформной подзоне, соответствующей условиям дельтовой равнины, и в верхней части клиноформной подзоны, соответствующей условиям авандельты, высока вероятность накопления песков (высокоэнергетическая обстановка). Максимальные мощности ССК приурочены к границе палеошельфа. Мощность комплекса увеличивается в южном направлении за пределы площади исследований.

Средне-верхнеплиоценовый ССК представляет собой мегаклиноформу, в строении которой выделяются три крупных клиноформных ССПК, являющихся результатом проградации ледниковых дельт в среднем-позднем плиоцене. Комплекс ограничен в подошве несогласием U₁(N₁³), а в кровле U₀(Q_E). Несогласие U₀(Q_E) уверенно прослеживается по площади благодаря своим высоким динамическим характеристикам. Мощность ССК нарастает в направлении океанического бассейна и достигает максимума на границе палеошельфа.

В пределах комплекса выделено две поверхности несогласия U₁¹ и U₁², разделяющие средне-верхнеплиоценовый разрез на три клиноформных подкомплекса: среднеплиоценовый (?) ССПК (нижний), средне-верхнеплиоценовый ССПК (средний), верхнеплиоценовый (?) ССПК (верхний). Внутри клиноформ присутствуют эрозионные каналы, представляющие собой русла стока, прорезанные во время гляциоэвстатических колебаний уровня моря. С точки зрения перспектив на УВ наиболее интересными представляются нижний и верхний подкомплексы. Нижний подкомплекс на окраине палеошельфа представлен косослоистыми сейсмофациями, а в пределах материкового склона преимущественно субпараллельными. Ундаформы и фондоформы сигмовидных сейсмофаций проявляются как аномалии «яркое пятно». Волновое поле верхнего подкомплекса отличается разнообразием пакетов отражающих элементов - от сигмовидного до плоскопараллельного рисунка сейсмической записи. В ундаформных частях клиновидных сейсмофаций, ограниченных в кровле эрозионной поверхностью U₀(Q_E) и характеризующихся сигмовидным рисунком сейсмической записи проявляются волновые аномалии типа «яркое» и «плоское пятно». Волновые аномалии трассируются от профиля к профилю.

Эоплейстоцен-голоценовый ССК ограничен в кровле дном моря. Дно моря является акустически жесткой границей. Данный комплекс характеризуется ярко выраженным клиноформным строением. На юге шельфовой части площади отмечены клиновидные сейсмофациальные единицы, сформировавшиеся в результате бокового наращивания шельфа с северо-востока на юго-запад. Фондоформные части сигмовидных отражений выделяются как аномалии типа «яркое пятно» и приурочены к областям перекрытия клиновидных тел. Аномалии коррелируются по профилям и имеют законченные очертания.

Перспективы нефтегазоносности. Нефтегазоносность кайнозойского разреза подтверждается лишь косвенно по сейсмическим данным и по нефтегазопроявлениям в глубоководных скважинах Северной Атлантики. Основные перспективы нефтегазоносности Южно-Шпицбергенского шельфа связываются с возможными зонами ловушек углеводородов (УВ) неструктурного типа (литологические, стратиграфические и тектонически-экранированные) в кайнозойских осадочных комплексах (рис. 4).

Изучение нефтегенерационного потенциала кайнозойских отложений по данным бурения морских скважин, расположенных в пределах континентальной окраины, позволяет предполагать генерацию как нефтяных, так и газовых УВ. Доля последних может быть больше. По данным бурения морских скважин, расположенных в пределах континентальной окраины и краевой части Баренцевоморского шельфа геохимические исследования показали, что палеоцен-эоценовые отложения еще не вошли в зону нефтеобразования. В пределах континентального склона эти отложения, залегающие на значительных глубинах (7- 10 км ), могут находиться в главной зоне нефтеобразования (ГЗН). В южной части Поморского прогиба, граничащей с вулканической провинцией Вестбаккен, отложения палеогена могут находиться в «нефтяном окне», учитывая, что степень их катагенической преобразованности значительно выше в связи с активностью вулканической деятельности, и, следовательно, повышенной тепловой обработкой отложений.

В составе кайнозойского стратиграфического интервала выделены три нефтегазоносных комплекса (НГК), которые могут содержать резервуары, перспективные для поиска нефти и газа:

Палеоцен-нижнеолигоценовый НГК.

Миоценовый НГК.

Плиоценовый НГК.

В пределах каждого НГК выделены объекты поиска - локальные зоны развития ловушек одного типа. Подобные объекты выделяются в различных стратиграфических интервалах кайнозойского разреза и могут быть связаны с резервуарами разного возраста.

Палеоцен-нижнеолигоценовый НГК. По данным бурения глубоководных скважин в бассейне Сервестнагет и вулканической провинции Вестбаккен палеоцен-нижнеолигоценовый НГК представлен преимущественно глинистыми глубоководными отложениями, выполняющими больше роль нефтематеринеких толщ (НМТ), нежели резервуаров нефти и газа. Однако в глинистых толщах возможны песчаные интервалы, сформировавшиеся за счет деятельности турбидитных потоков. Подобные песчаные тела могут присутствовать как в среднеэоценовых отложениях, так и в верхнеэоценовых - нижнеолигоценовых отложениях. Причем, максимальная песчанистость может быть отмечена или вблизи источника сноса (западный борт Норвежско-Шпицбергенской зоны ступеней), или у подножия склона. В пределах комплекса выделены возможные зоны нефтегазонакопления - тектонически-экранированные в приразломных зонах и литолого-стратиграфические ловушки УВ.

Миоценовый НГК. В пределах миоценового НГК распространены песчано-глинистые отложения, накапливавшиеся в условиях дельтовой и авандельтовой равнин. Выделены три цикла развития авандельты, каждый из которых состоит, по крайней мере, из одного выдержанного пласта песчаников. Песчаные пласты могут иметь мощность от 5 до 20 м [Ryseth et al., 2003]. Клиноформное строение толщи обусловливает наличие литологических ловушек УВ, а региональное несогласие между миоценовым и плиоценовым комплексом осложняет литологические ловушки стратиграфическим несогласием. В результате в кровле миоценовой толщи, на западном склоне Норвежско-Шпицбергенской зоны ступеней, выделена зона литолого-стратиграфических ловушек миоценового возраста

Плиоценовый НГК. В пределах плиоценового НГК распространены песчано-глинистые отложения, накапливавшиеся в гляциально-морских условиях. Резервуары могут быть связаны с клиноформными телами, образованными за счет размыва ледниковыми потоками отложений Свальбардской плиты и архипелага Шпицберген. Резервуары сложены грубообломочными породами в толще глин и известковых илов. Резервуары могут формироваться в русловых палеоврезах. Мощность грубообломочных пластов может варьировать от 10 до 60 м . Клиноформное строение толщи обусловливает наличие литологических ловушек нефти и газа, а многочисленные эрозионные поверхности и врезы обусловливают стратиграфическое срезание накапливающихся тел. В результате по всему разрезу плиоценового комплекса формируются литолого-стратиграфические ловушки.

Стратиграфическая привязка выделенных региональных несогласий в пределах Южно-Шпицбергенского шельфа осложнена отсутствием в непосредственной близости от участка исследований морских скважин. Региональные стратиграфические и структурные корреляции выполнялись на основе морских скважин, разбуренных в бассейне Сервестнагет, вулканической провинции Вестбаккен и скважин на арх. Шпицберген. Однако плотность наблюдений и качество фактических материалов позволили составить модель тектонического строения Южно-Шпицбергенского шельфа и выполнить детальное сейсмостратиграфическое расчленение осадочного чехла, и на основе всего комплекса данных выделить перспективные на углеводороды зоны.

ЛИТЕРАТУРА

1. Лившиц Ю.Я. Палеогеновые отложения и платформенная структура Шпицбергена / Тр. НИИГА, Т. 174. -Л.: Недра, 1973.

2. Тальвани М., Эльдхольм О. Континентальные окраины в Норвежско-Гренландском бассейне / Геология континентальных окраин. Под ред. A.M. Карасика, В.Е. Хаина. Т. 2. - С. 49-65.

3. Шипилов Э.В., Тарасов Г.А. Региональная геология нефтегазоносных осадочных бассейнов Западно-Арктического шельфа России. - Апатиты: Изд-во КНЦРАН, 1998.

4. Шкарубо С.И. Геодинамические аспекты эволюции северной части Норвежско-Гренландского бассейна / В сб. научн. тр., посвященном 25-летию производственной деятельности МАГЭ: «25 лет на Арктическом шельфе России». - Мурманск-СПб., 1999. - С, 71-79.

5. Bergh S.G., Grogan P. Tertiary structure of the Sorkapp-Hornsund Region, South Spitsbergen, and implications for the offshore southern extension of the fold-thrust Belt // Norwegian Journal of Geology. - 2003. -Vol. 83. - P. 43-60.

6. Dallmann W.K., Andresen A., Bergh S.G., Maher H. & Ohta Y. 1993: Tertiary fold-and-thrust belt of Spitsbergen, Svalbard // NorskPolarinstitutt Meddelelser. - 1993. - No. 128.-Oslo.

7. Larssen G.B., Elvebakk G., Henriksen L.B., Kristensen et al. Upper Palaeozoic lithostratigraphy of the Southern part of the Norwegian Barents Sea // NGU Bulletin. - 2005. - 444.

8. Seismic atlas of western Svalbard : a selection of regional seismic transects / Editor Ola Eiken. Norsk Polarinstitut. - Oslo, 1994.

9. Ryseth A., Augustson J.H., Charnock M. et al. Cenozoic stratigraphy and evolution of the Sorvestsnaget Basin, southwestern Barents Sea // Norwegian Journal of Geology. -2003. -Vol. 83. - P. 107-130.