При разработке концепции освоения Российской Арктики весьма актуальна проблема нефтегазоносности, в том числе для труднодоступного восточного региона, охватывающего шельфовые Восточно-Сибирское и Чукотское моря с континентальным склоном. И хотя для России освоение рассматриваемого объекта не является задачей сегодняшнего дня, установление его углеводородного потенциала необходимо уже сейчас, чтобы закрепить за нашей страной возможность использования сосредоточенных здесь ресурсов в будущем.

Тектоническая история Арктики отличается большой сложностью. Она началась с распада суперконтинента Родиния в позднем протерозое, приведшего к обособлению по ее периферии Северо-Американского, Восточно-Европейского и Сибирского кратонов, а в центральной части - Гипербореи (Арктиды). Эта история включала далее образование складчато-надвиго-покровных систем байкальского, каледонского, герцинского и киммерийского возраста, а также несколько фаз рифтогенеза, океанообразования и плюмового вулканизма. В Восточной Арктике на некоторых участках накопление осадочного чехла началось во второй половине девона после элсмирского орогенеза, но повсеместно проявилось в середине мела после позднекиммерийского орогенеза, давшего начало возникновению крупных осадочных бассейнов, в которые обломочный материал поступал с южной суши в противоположность предыдущим этапам.

На тектонической схеме (рис. 1), составленной с использованием материалов комплексных геолого-геофизических исследований, включающих данные магнито-, гравиметрии и сейсмо-профилирования [Иванова, 2004; Mazarovich & Sokolov, 2003; Виноградов и др., 2004; Sherwood et al., 2002; Franke et al., 2004 и др.], выделены основные осадочные бассейны. На широком шельфе в их ориентировке прослеживаются два направления: субмеридиональное и субширотное. Первое характерно  для рифтогенных прогибов Ханна (карбон-юра), Куваева (карбон-нижний мел) и двух более узких прогибов (верхний мел-кайнозой), расположенных западнее. Второе фиксируется в виде двух полос, в пределах которых выделяются Новосибирско-Северо-Чукотоморский и Южно-Чукотоморский бассейны (мел-кайнозой и кайнозой соответственно). У континентального склона и его подножия расположены два периокеанических бассейна: Предвосточносибирский и Южноменделеевский.

В западных субмеридионально ориентированных рифтогенных прогибах в мелу закладывались речные системы, которые на севере питали самый крупный седиментационный мегабассейн Восточно-Арктического шельфа - Нозосибирско-Северо-Чукотоморский. Весьма подробно он изучен О.В. Ивановой [2004], А.О. Мазаровичем и С.Ю. Соколовым [Mazarovich & Sokolov, 2003], хотя выделен ими в других границах и с другими названиями. Мегабассейн представляет собой полирифт-мегапрогиб субширотного простирания, ограниченный с севера и юга крутыми разломами, среди которых в южном выражена правосдвиговая компонента. Некоторыми исследователями [Sherwood et al., 2002; Franke et al., 2004] он считается главным трансформным разломом, скольжение вдоль которого привело к отторжению северного блока трога Ханна и углублению шельфа Восточно-Сибирского моря в северо-восточном направлении. На западе мегабассейн распространяется на склоны Новосибирских островов (прежде всего островов Новая Сибирь и Котельный), на востоке - примыкает к Северо-Чукотскому поднятию. С юга бассейн ограничен поднятиями Врангеля-Геральда и Центрально-Чукотским, с севера - Чукотским плато ("бордерлендом") и поднятием Де-Лонга.

Осадочная макролинза Новосибирско-Северо-Чукотоморского бассейна начала образовываться вследствие рифтогенеза в середине раннего мела. Не исключено, что на востоке, в Северо-Чукотском прогибе, рифтогенез проявлялся и раньше, в допермское время, чем и объясняется накопление отложений особенно больших мощностей, достигающих 18- 20 км , из которых на мел-кайнозойский комплекс приходится 14 км . В западной части мегабассейна осадочное заполнение характеризуется меньшими мощностями: общей около 12 км и верхнего комплекса - 8- 10 км . На склонах мега-бассейна, расположенных за главными разломами, мощности резко уменьшаются в основном до 4- 2 км . На сейсмически изученных участках восточного депоцентра сформировались суббассейны типа pull-apart, в пределах которых мощности заполняющих их верхнемеловых-кайнозойских отложений не превышали 6 км . Возникновение этих суббассейнов связывается со сдвигами, активно проявившимися в течение олигоцена-миоцена в направлении восток-юго-восток - запад-северо-запад [Franke et al., 2004].

Мел-кайнозойская часть разреза Новосибирско-Северо-Чукотоморского мегабассейна сложена аллювиально-дельтовыми, авандельтовыми и турбидитовыми толщами, представленными чередующимися прослоями песчаников, алевролитов и глин. Приподнятые борта мегабассейна во время регрессий испытали эрозию, вследствие чего в прилежащих к бортам зонах накапливался более крупнозернистый материал по сравнению с наддонной частью. Между поднятием Де-Лонга и Чукотским плато мегабассейн раскрывается на север. Судя по характеру рельефа морского дна, в раскрытии принимали участие подводные конусы выноса. Достигая кромки пологого шельфа, они выдвигались в океан и наращивали континентальную окраину. Новосибирско-Северо-Чукотоморский мегарифт, заложившийся на внешнем шельфе, и бассейны континентального склона начали формироваться с середины раннего мела в связи с раскрытием Амеразийского бассейна.

Предвосточносибирский и Южноменделеевский бассейны заполнялись осадками, особенно активно сносившимися с шельфа при неоднократном понижении уровня океана во время позднекайнозойского оледенения. На континентальном склоне образовывались конседиментационные разломы, с которыми связана его ступенчатая структура. Здесь у основания континентального склона в местах постоянного накопления мощности осадков достигают 10- 16 км .

С шельфово-склоновыми бассейнами - Новосибирско-Северо-Чукотоморским, Предвосточносибирским и Южноменделеевским - связаны возможные перспективы нефтегазоносности. Такое предположение основывается на аналогии с нефтегазоносными бассейнами, занимающими ту же тектоническую позицию на пассивных окраинах Атлантического и Индийского океанов [Хаин и Полякова, 2004; Забанбарк и Конюхов, 2005]. Изучение архитектурных особенностей глубоководных фенов у берегов Западной Африки, детально проведенное в авандельтах и продельтах Нигера и Конго, показало, что для континентального склона характерны транзитные и терминальные комплексы [Adeogba et al., 2005; Wynn et al., 2005; Corredor et al., 2005]. Транзитные обычно связаны с крутым склоном. В них врезаны заполненные большими объемами гравийно-песчаного материала каналы, которые служат высококачественными резервуарами. Терминальные комплексы чаще всего приурочены к нижней части склона, его подножию. В их составе преобладают алевролито-глинистые турбидиты без каналов. В турбидитовых системах, характеризующихся циклическим строением, пачки перемещенных отложений перекрываются слоями гемипелагических глин. В подводных фенах залегают нефтематеринские толщи мирового класса (Аката, Ландана, Малембо и др.). У берегов Западной Африки открыты крупные нефтяные месторождения Бонга, Эрха, Агбами, Далия, Гирассол и др.

В бассейнах, расположенных во внешней части континентальной окраины Восточной Арктики, также могут быть распространены качественные нефтегазоматеринские формации. Судя по мощностям отложений (10- 16 км ) и сейсмическим скоростям (1.75-4.0 км/с) [Лазуркин и Павлов, 2005], в осадочном заполнении должны быть представлены все зоны катагенеза и нефтегазообразования. Нефтегазовые резервуары возникали в каньонах и разветвленных каналах со структурными, приразломными и литолого-стратиграфическими аккумулятивными формами. Наиболее возможной представляется весьма распространенная модель фазовой зональности нафтидов, которая выражается в последовательной смене зон газо-, нефте- и битумонакопления в направлении от депоцентра бассейна к его склонам. Такая модель прослежена на палеошельфах современной суши и прибрежной зоны Мирового океана.

Перспективными для формирования скоплений преимущественно нефти и газа в Новосибирско-Северо-Чукотоморском мегабассейне (рис. 2) представляются наименее измененные отложения северного борта, вытянутого вдоль Чукотского плато и раскрывающегося между последним и поднятием Де-Лонга по направлению к кромке шельфа, где предположительно получили развитие подводные конусы выноса. На юге перспективная зона преимущественного нефтегазонакопления предполагается на борту Северо-Чукотского прогиба между трансформным разломом и надвигом Геральда. Западный борт бассейна, соприкасающийся с островами Новосибирского архипелага, может сохранять перспективы, продолжающиеся от островов Новая Сибирь и Котельный, к которым приурочены битумоносные зоны. Несколько отдельно от мегабассейна, в его северо-западном ответвлении, располагается Новосибирский грабен с мощностью отложений до 8- 10 км . Вероятные перспективы на западе связываются с его приподнятым надразломным бортом, на юге - с межграбеновой площадью, а на севере - с Центрально-Новосибирской перемычкой.

Над широким основанием мегабассейна на средних и малых глубинах прогнозируются зоны с преимущественной газоносностью. Залежи могут быть приурочены к ловушкам небольших бассейнов типа pull-apart и поперечным поднятиям.

Предвосточносибирский и Южноменделеевский периокеанические бассейны расположены на континентальном склоне, граница которого практически повторяет конфигурацию изобаты 1000 м . Относительно высокий градиент склона дает основание предполагать здесь развитие турбидитовых систем с врезанными каналами. Последние периодически возобновлялись у крутых ступеней континентального склона, осложненного сбросами. Каналы могут служить нефтегазовыми резервуарами. У подножия континентального склона, где накапливались огромные массы более тонких осадков дистальной части турбидитовых систем, возникали очаги интенсивной генерации, поставлявшие углеводороды в верхнюю часть разреза и в зоны, связанные со ступенчатой структурой континентального склона.

Учитывая особенности геологического строения шельфово-склоновых бассейнов, можно предполагать, что большая часть зон газо- и нефтегазонакопления в Новосибирско-Северо-Чукотоморском мегабассейне связана с мел-кайнозойскими, а в Предвосточносибирском и Южноменделеевском бассейнах - с кайнозойскими отложениями. Исключение составляет западный борт мегабассейна, в котором перспективными могут оказаться и более древние отложения, поскольку на сопредельных островах Новосибирского архипелага выявлены в качестве нефтематеринских толщ нижне-среднедевонские, каменноугольные и пермские черные глинистые известняки и нижне-среднетриасовые аргиллиты, продолжающиеся на погруженную периклиналь поднятия.

Предпринятое обоснование перспектив мало изученной территории Восточной Арктики в контексте проблемы нефтегазоносности внешних зон континентальных окраин дает основание считать рассмотренные бассейны потенциально нефтегазоносными, обладающими значительным углеводородным потенциалом. Этот вывод корреспондируется с открытиями месторождений и активными их поисками на континентальном склоне морей Бофорта, Баренцева и Норвежского, где доказанные запасы составляют 1.2 млрд. т нефти и около 3 трлн. м³ газа [Забанбарк и Конюхов, 2005].

Работа выполнена при финансовой поддержке Отделения наук о Земле (Программа-1, проект № 3.5) и РФФИ (грант 05-05-65198).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Иванова О.В. В кн.: Геология и направления поисков нефти и газа. М.: ВНИГНИ, 2004. С. 86-98.

2. Mazarovich A.O., Sokolov S.Yu. Tectonic subdivision of the Chukchi and East Siberian Seas // Russ. J. Earth Sci. 2003. V. 5. № 3. P. 185-202.

3. Виноградов В.А., Гусев Е.А., Лопатин Б.Г. Возраст и структура осадочного чехла Восточно-Арктического шельфа России // Возраст и структура осадочного чехла Восточно-Арктического шельфа России. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2004. В. 5. С. 202-212.

4. Sherwood K.W., Johnson P.P., Craig J.D. et al. Structure and stratigraphy of the Hanna Trough, U.S. Chukchi Shelf, Alaska // Geol. Soc. Amer. Spec. Pap. 2002. V. 360. P. 39-66.

5. Franke D., Hinz K., Reichert С. Geology of the East Siberian Sea, Russian Arctic, from seismic images: Structures, evolution, and implications for the evolution of the Arctic Ocean Basin // J. Geoph. Res. 2004. V. 109. P. 1-9.

6. Хаин В.Е., Полякова И.Д. Ресурсы нефти и газа в глубоких подводных зонах континентальных окраин // Литология и полез. ископаемые. 2004. № 6. С. 610-621.

7. Забанбарк А., Конюхов A.M. Перспективы нефтегазоносности континентальных склонов в Мировом океане: тектонический аспект // Геотектоника. 2005. № 1. С. 99-106.

8. Adeogba A.A., McHargue T.R., Graham S.A. Transient fan architecture and depositional controls from near-surface 3-D seismic data, Niger Delta continental slope // AAPG Bull. 2005. V. 89. № 5. P. 627-643.

9. Wynn R.B., Kenyon N., Masson D.G. et al. // AAPG Bull. 2005. V. 86. № 8. P. 1441-1462.

10. Corredor F., Shaw J., Bilotti F. Structural styles in the deep-water fold and thrust belts of the Niger Delta // AAPG Bulletin. 2005. V. 89. № 6. P. 753-780.

11. Лазуркин Д.В., Павлов А.В. Осадочные бассейны глубоководной части Северного Ледовитого океана и перспективы их нефтегазоносности // ДАН. 2005. Т. 401. № 3. С. 362-365.

Ссылка на статью:

Хаин В.Е., Полякова И.Д. Глубоководная окраина Восточной Арктики – перспективный объект для поисков нефти и газа // Доклады РАН. 2006. Том 410. № 2. С. 234-238.