УВ-потенциал осадочных бассейнов арктических морей составляет около 80% начальных суммарных ресурсов нефти и газа всего российского шельфа [Каминский и др., 2005]. В ряду проблем, сдерживающих его освоение, остается слабая геолого-геофизическая изученность акваторий. Наибольшая плотность сейсмических наблюдений сосредоточена в Печорском море и на юге Баренцева моря. Северные районы Баренцева и Карского морей до недавнего времени были изучены отдельными рекогносцировочными профилями. С 2004 г. ОАО «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция» (ОАО «МАГЭ») выполняет сейсморазведочные работы в комплексе с гравимагнитными наблюдениями на перспективных площадях в морях Арктики. Общий объем съемок превысил 60 тыс. км. В результате проведенных региональных геофизических работ выявлены десятки локальных поднятий, а также зоны возможного развития неантиклинальных ловушек УВ. Крупные структуры площадью более 1000 км² обнаружены в северной части Баренцева моря. Локализованные прогнозные ресурсы в пределах выявленных поднятий в Баренцевом, Карском, Лаптевых морях составили около 2500 млн т н.э.

Ключевые слова: региональные геофизические работы; сейсморазведка; арктический шельф; нефтегазоносный комплекс; прогнозные ресурсы.

.

В 2004 г. Федеральное агентство по недропользованию в рамках «Долгосрочной государственной программы воспроизводства минерально-сырьевой базы России...» активизировало проведение региональных геологоразведочных работ на нефть и газ в морях Арктики. В статье министра природных ресурсов Юрия Петровича Трутнева, опубликованной в специальном выпуске «Минеральные ресурсы Российского шельфа» за 2006 г. [Трутнев, 2006], отмечено, что для окончания регионального этапа работ необходимо, чтобы плотность покрытия сейсморазведочным и профилями превышала 0,5 км/км².

В рамках этой программы ОАО «МАГЭ», начиная с 2004 г., выполняет сейсморазведочные работы MOB ОГТ 2D в шельфовых морях российской Арктики. Сейсмические исследования проводятся в комплексе с гравимагнитными наблюдениями, сейсморазведкой МПВ, что значительно повышает их геологическую информативность. Общий объем выполненных съемок превысил 60 000 км (рис. 1).

Увеличение средств, выделяемых на разведку шельфа по госзаказу в период с 2004 по 2010 г., незамедлительно отразилось на результатах: региональными сейсморазведочными работами выявлены десятки новых перспективных структур (рис. 2).

На приямальском шельфе Карского моря сейсморазведочными работами уточнено строение осадочного чехла и складчатого основания в районе Обручевского вала (см. рис. 2, объект А). Выявлены новые ловушки УВ. Прирост локализованных прогнозных ресурсов за счет выявленных локальных поднятий составил 675 млн т усл. топлива (н.э.). Дополнительный прирост прогнозных ресурсов может быть получен за счет неантиклинальных ловушек УВ в юрско-меловой части разреза. Такими ловушками могут быть базальные горизонты юры, локализованные в «карманах» складчатого фундамента; зоны выклинивания триасовых и нижне-среднеюрских толщ в результате их последовательного налегания на поверхность домезозойского основания; клиноформные комплексы берриаса-готерива как Урало-Печорского, так и Восточно-Сибирского трансгрессивного направления. Прогнозные ресурсы категории Д, по неструктурным ловушкам во всех нефтегазоносных комплексах оценены в 2695 млн т усл. топлива.

Сейсмические исследования MOB ОГТ 2D в Баренцевом море в пределах южной периклинали Адмиралтейского вала (см. рис. 2, объект В) показали, что в отложениях мелового перспективно нефтегазоносного комплекса (ПНГК) могут быть газовые залежи, имеющие промышленное значение. В частности, северо-восточнее Ледового месторождения и южнее Лунинской структуры обнаружены аномалии типа «яркое пятно» и «ГВК», являющиеся косвенными признаками газовой залежи (рис. 3).

До настоящего времени в меловом ПНГК, имеющем достаточную мощность (> 2 км), месторождений не обнаружено. В то же время, данные разведочного бурения на Баренцевоморском шельфе показывают, что песчано-глинистые отложения апта - раннего альба обладают высокими коллекторскими свойствами, а мощная глинистая покрышка позднеальб-сеноманского возраста имеет региональное распространение, что создает достаточно благоприятные условия для формирования потенциальных залежей.

Газопроявления в меловых отложениях Баренцева моря отмечены при разведочном бурении многих скважин, из них наиболее ярким можно считать выброс воды с газом при бурении Лунинской разведочной скважины. Выброс произошел с глубины 612 м из-под верхнеальбских глин [Борисов и др., 1995].

Волновые аномалии приурочены именно к этому стратиграфическому интервалу и прослеживаются от профиля к профилю, при этом расстояние между профилями составляет 10-20 км (см. рис. 3). Выявленные аномалии связаны со структурами, которые оконтурены работами ОАО «МАГЭ» (2005): Южно-Лунинской площадью 580 км², расположенной южнее Лунинского поднятия, и Восточно-Ледовой площадью 710 км² и амплитудой 50 м, находящейся северо-восточнее Ледового месторождения. Предполагаемые ловушки приурочены к структурным носам, осложненным разломами, имеют тектоническое замыкание [Павлов, 2007]. Сопоставление волновых сейсмических полей Южно-Лунинской и Восточно-Ледовой структур с волновыми картинами на сейсмических разрезах, отображающих продуктивные интервалы Русановского и Ленинградского месторождений, позволяет предполагать наличие аналогичных газовых залежей.

Смещение контуров меловых структур относительно Лунинского и Ледового поднятий, замкнутых по юрским отложениям, свидетельствует о различии современных структурных планов меловых и юрских отложений. Таким образом, можно предполагать, что меловой ПНГК Баренцева моря имеет свои специфические черты. Эти черты обусловлены, с одной стороны, установленной газоносностью нижележащих юрских и триасовых отложений, а с другой - неотектоническими движениями, способствующими перераспределению УВ-потенциала осадочной толщи. По-видимому, можно говорить о региональной нефтегазоносности меловых отложений, имея в виду, что размеры потенциальных залежей колеблются в очень широких пределах. С одной стороны, это потенциально газоносные Южно-Лунинская и Восточно-Ледовая структуры площадью в сотни квадратных километров, а с другой - газовые линзы площадью сотни квадратных метров (рис. 4). Эти линзы выявлены в меловых отложениях Штокмановского газоконденсатного месторождения высокоразрешающей сейсморазведкой MOB ОГТ, которая выполнена ОАО «МАГЭ» по заказу ОАО «Гипроспецгаз» в 2010 г.

До последнего времени одним из немногих мест на акваториях северных морей, где было возможно открытие крупных месторождений УВ, являлись слабоизученные районы севера арктического шельфа, в частности Баренцева моря. Справедливость данного тезиса подтвердили комплексные геофизические работы, проведенные ОАО «МАГЭ» в период с 2006 по 2009 г. и осветившие строение Северо-Баренцевской синеклизы, Пинегинского мегавала и прогиба Франц-Виктория (см. рис. 2, объекты C, D, E). На восточном борту Северо-Баренцевской синеклизы и в пределах окружающих ее приподнятых зон в потенциально нефтегазоносных палеозойских и триасовых отложениях было выявлено 20 новых локальных антиклинальных объектов общей площадью 26890 км² [Хлебников и др., 2009]. Большая часть локальных структур связана с триасовым нефтегазоносным комплексом (НГК) и приурочена к Альбановско-Горбовскому порогу и склону Сводового поднятия архипелага Земля Франца-Иосифа. Площади структур Гидрографов и Сальмская превышают 1 тыс. км². Кроме локальных антиклинальных поднятий в области Альбановско-Горбовского порога выделены зоны развития ловушек неструктурного типа, связанных с клиноформами мелового комплекса. Перерыв в осадконакоплении, установленный в кровле триасовых отложений (на сейсмических разрезах он выглядит как ярко выраженная эрозионная поверхность), создает благоприятные условия для формирования неструктурных ловушек стратиграфического типа. В пределах Альбановско-Горбовского порога совместилось несколько благоприятных в аспекте нефтегазоносности структурных и литолого-стратиграфических факторов: антиклинальные и стратиграфические ловушки в триасовых отложениях и литологические ловушки мелового ПНГК.

В пределах Поднятия мыса Желания по палеозойским отложениям выявлена крупная Варнекская антиклинальная структура площадью > 2800 км², сопоставимая по размерам со структурами Адмиралтейского мегавала: Адмиралтейской, Крестовой и Пахтусовской. Потенциальная продуктивность отложений подтверждается наличием волновых и скоростных аномалий сейсмического поля [Хлебников и др., 2009]. Прирост прогнозных ресурсов за счет вновь выявленных объектов, по оценке специалистов ВНИИОкеангеология, составил 1100 млн т н.э.

В районе Пинегинского мегавала, расположенного на стыке Западно- и Восгочно-Баренцевской НГП, детализировано строение Александровской зоны поднятий: в ее северо-западной части локализовался свод Георга, а в пределах мегавала Пинегина обособилось два самостоятельных вала. В отложениях верхнедевон-нижнепермского, триасового и юрско-барремского ПНГК выявлено 22 локальных поднятия общей площадью около 5000 км².

В прогибе Франц-Виктория, в самой северо-западной части российского шельфа Баренцева моря, в результате проведенных работ выявлено 18 локальных поднятий, в том числе 7 крупных, сконцентрированных в пределах двух приразломных валов субмеридионального простирания. Основные перспективы этого района связаны с палеозойским комплексом, залегающим на глубине до 5 км, а также триасовым, который характеризуется клиноформным строением.

В южной части Баренцева моря завершены работы по созданию каркасной сети глубинных сейсмических профилей. Эти профили с длиной записи 10-12 с пересекают Южно-Баренцевскую синеклизу (по доюрским отложениям - впадину) от Кольского полуострова до Новой Земли и от Тимано-Печорской плиты до Центрально-Баренцевских поднятий, освещая разрез осадочного чехла на полную мощность. Можно без преувеличения сказать, что впервые получена столь представительная информация о строении глубоких горизонтов этого крупнейшего осадочного бассейна, которая поможет разрешить многие дискуссионные проблемы, касающиеся генезиса Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

По совокупности данных MOB ОГТ, МПВ, гравимагнитных наблюдений и комплексного моделирования сделано предположение о том, что фундамент Южно-Баренцевской впадины и Печорской синеклизы представлен отложениями рифей-вендского возраста, а его блоковая структура определяется различной степенью метаморфизма и дислокаций слагающих его образований. Характер волновой картины на профилях, пересекающих флексурно-сбросовую зону, по которой Печорская плита сочленяется с Южно-Баренцевской впадиной, свидетельствует, что к центру впадины мощность рифей-вендского комплекса основания сокращается, также выклинивается ордовик-силурийский комплекс и в низах ее осадочного чехла залегают преимущественно отложения нижнего - среднего девона (рис. 5).

С ордовик-нижнедевонским комплексом отложений, выполняющим Печоро-Колвинский и Варандей-Адзьвинекий авлакогены, а также Коротаихинскую впадину, связаны тектонически ограниченные ловушки, которые по аналогии с сухопутными месторождениями Тимано-Печорской НГП могут содержать скопления нефти и газоконденсата. Подобные ловушки на доступных для бурения глубинах выявлены в северо-западной части Печоро-Колвинского авлакогена. Кроме того, следует обратить внимание на кровлю доверхнедевонского комплекса, которая представляет собой эрозионную поверхность, предполагающую возможное развитие коры выветривания, что создает благоприятные условия для формирования неструктурных ловушек литолого-стратиграфического типа.

Пермский комплекс терригенных отложений, имеющий ярко выраженное клиноформное строение, представляет интерес как на Кольско-Канинской моноклинали (ККМ), так и в пределах Печорской плиты, где на доступных для бурения глубинах предполагаются зоны развития дельтовых, прибрежно-морских и мелководно-морских песчаных резервуаров пермского терригенного комплекса. По-видимому, необходимо провести целенаправленные тематические исследования пермского терригенного комплекса для определения наиболее перспективных участков для лицензирования и постановки поисковых работ.

Согласно проведенной оценке, прогнозные ресурсы глубоких горизонтов южной части Баренцевоморского шельфа и Печорского моря в структурно-литологических и массивных карбонатных ловушках составляют 2194 млн т усл. топлива.

Работами, проведенными в море Лаптевых в период с 2005 по 2009 г., изучено строение осадочного чехла и фундамента, выявлены основные тектонические элементы Усть-Ленской и Западно-Лаптевской рифтогенных зон, представляющих собой сложный ансамбль сопряженных горстов и грабенов, в пределах которых локализуются антиклинальные поднятия и создаются предпосылки формирования широкого спектра неантиклинальных ловушек.

Проведенные работы определили региональные черты структуры осадочного чехла и фундамента, позволили уточнить характер сочленения Сибирской платформы и обрамляющих ее складчатых систем с рифтовыми прогибами шельфовой области, а также в какой-то мере аргументировать стратиграфический объем осадочного чехла, опираясь на характер прослеженных несогласий и структурных стилей сейсмических комплексов.

Ярко выраженное угловое и стратиграфическое несогласие (отражающий горизонт А) разделяет Лаптевоморский разрез на два структурных этажа (рис. 6). Наиболее вероятно, что нижний этаж сложен палеозой-раннемезозойскими комплексами пассивной окраины Сибирской платформы, которые в различной степени были деформированы в процессе становления Таймырской и Верхоянской складчатых систем. В таком случае, выше постверхоянского несогласия залегает единая в целом по стилю деформаций меловая - кайнозойская толща, формирование которой было сопряжено с заключительным орогенным этапом позднекиммерийской складчатости - заполнением межгорных впадин и с последующим раскрытием Евразийского бассейна [Шкарубо и Заварзина, 2011]. Стратификация выделенных несогласий при отсутствии данных бурения имеет важнейшее значение для оценки нефтегазового потенциала бассейна моря Лаптевых.

Полого-складчатые образования среднекаменноугольно-триасового и юрско-нижнемелового тектонических комплексов Прончищевско-Оленекской зоны, слагающие основание молодой платформы, прослеживаются под кайнозойским (меловым-кайнозойским, в грабенах) чехлом на глубине до 1-2 км в прибрежной части шельфа - Лено-Таймырской области пограничных поднятий. В северо-западном направлении полого-складчатые комплексы основания погружаются до 5-6 км в пределах горстов и ступеней, достигая отметок 8-10 км в грабенах, до 14 км в самой глубокой впадине Южно-Лаптевской зоны прогибов. Поэтому в пределах Западно-Лаптевской рифтовой системы основные перпективы нефтегазоносности могут связываться только с комплексами чехла: нижне-верхнемеловым и кайнозойским.

Исходя из этой модели строения разреза осадочного чехла моря Лаптевых (за эталон взят бассейн дельты р. Маккензи - моря Бофорта), начальные суммарные ресурсы УВ исследованной части моря Лаптевых были оценены в размере 3,1 млрдт н.э. Из них извлекаемые начальные суммарные ресурсы составили 2,7 млрдт усл. топлива. По фазовому составу предполагается преобладание газовых ресурсов над нефтяными. Прирост локализованных ресурсов категории Д₂ в 190 млн т получен за счет оконтуренных антиклинальных поднятий. В пределах выявленных поднятий по AVO-анализу отмечаются аномалии сейсмической записи, косвенно подтверждающие потенциальную продуктивность осадочных толщ [Кириллова-Покровская и Дьяченко, 2008].

Огромное значение для наращивания нефтегазового потенциала страны имеют работы по программе ВГКШ - определению внешней границы континентального шельфа России в восточном секторе Арктики. В ближайшее время Россия планирует подать заявку в комиссию ООН на продление своих морских территорий на север за 200-мильную экономическую зону в пределы хребтов Ломоносова и Менделеева, расположенных в глубоководной части Амеразийского суббассейна.

В 2007 г. ОАО «МАГЭ», воспользовавшись благоприятной ледовой обстановкой, отработало профиль А7 длиной 820 км от Новосибирских островов вдоль хребта Ломоносова, который достиг широты 83°34'. Наблюдения осуществлялись с длиной приемного устройства 8100 м и длиной записи 12 с, что позволило проследить непрерывную структурную связь хребта Ломоносова с континентом и получить уникальную информацию о строении осадочного чехла.

Глубинная сейсмическая модель земной коры и верхней мантии в разрезе профиля А7 представляет собой окраинно-шельфовую ступень с положением границы М на глубине > 32 км в районе Новосибирских островов и 22-24 км в области хребта Ломоносова (рис. 7). Консолидированная часть земной коры представлена изменчивыми по мощности слоями нижней и верхней коры (кристаллическим фундаментом). Внутренняя структура седиментационных бассейнов в разрезе профиля корреспондирует главным образом с изменениями мощности верхней коры, т.е. с ее блоковой структурой. Кристаллический фундамент в разрезе профиля по системе блоков воздымается в направлении акватории СЛО, обрисовывая структуру северного борта Бельковско-Нерпалахского авлакогена, а затем, медленно погружаясь, формирует поднятие Де-Лонга - Ломоносова. В целом поверхность кристаллического фундамента демонстрирует структуру единого поднятия, разбитого на блоки. Часть поднятия Де-Лонга - собственно хребет Ломоносова, являясь восточным ограничением Евразийского бассейна СЛО, имеет континентальное происхождение, его осадочный чехол сложен верхнемеловыми и кайнозойскими отложениями. Палеоструктурные реконструкции убедительно показывают, что в позднемеловое - раннемиоценовое время в области хребта Ломоносова на континентальной коре развивались достаточно мощные (до 7 км и более) осадочные бассейны. Последнее хорошо согласуется с данными бурения скв. АСЕХ-302 в приполюсной части хребта [Jokat, 2005].

В заключение, подводя итог краткому обзору результатов комплексных геофизических исследований, выполненных ОАО «МАГЭ» за последние годы на Арктическом шельфе, можно отметить, что проведение региональных сейсморазведочных работ на современном технологическом уровне показывает их высокую эффективность, обеспечивая существенный прирост новых потенциально нефтегазоносных объектов. В целом локализованные прогнозные ресурсы в пределах выявленных поднятий составили около 2500 млн т н.э.

Вне всякого сомнения, региональный этап работ еще не завершен, особенно в малоизученных северных районах Баренцева, Карского моря и морях восточного сектора Арктики, где плотность покрытия территории сейсморазведочными профилями весьма далека от необходимых кондиций.

Тем не менее, на основании уже достигнутых результатов, на изученные участки Арктического шельфа, охватывающие площадь в сотни тысяч квадратных километров, поданы заявки недропользователей (ОАО НК «Роснефть», Газпром) и частично получены лицензии. Поэтому региональные сейсморазведочные работы в перспективе будут нацелены на изучение осадочных бассейнов арктических континентальных окраин. Так, в 2011 г. ОАО «МАГЭ» проведены комплексные геофизические работы (сейсморазведка 2D, грави-, магнитометрия) на Притаймырском участке шельфа моря Лаптевых и к северо-востоку от Новосибирских островов. Предварительные результаты экспресс-обработки данных на борту судна показали, что севернее поднятия Де-Лонга расположен крупный осадочный бассейн с мощностью чехла до 8 км. Система грабенов с мощными толщами меловых - кайнозойских отложений также выявлена к северо-востоку от п-ова Таймыр.

Литература

1. Борисов А.В., Таныгин И.А., Винниковский В.С., Борисов И.А. Штокмановско-Лунинский структурный порог Баренцевоморского шельфа - новый крупный нефтегазоносный район России // Геология нефти и газа. 1995. № 7.

2. Каминский В.Д., Иванов В.Л., Супруненко О.И., Сенин Б.В. Западно-Арктическая нефтегазоносная провинция на пороге промышленного освоения // Разведка и охрана недр. 2005. № 6.

3. Кирилова-Покровская Т.А., Дьяченко А.Б. Применение AVO-анализа сейсмических записей на шельфе моря Лаптевых // Разведка и охрана недр. 2008. № 3.

4. Павлов С.П. Нефтегазоносный потенциал триасовых и верхнемеловых отложений южной периклинали Адмиралтейского вала // Разведка и охрана недр. 2007. № 9.

5. Трутнев Ю.П. О повышении эффективности освоения углеводородных ресурсов континентального шельфа Российской Федерации // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2006.

6. Хлебников П.А., Беленький В.Я., Пешкова И.Н., Казанин Г.С., Шкарубо С.И., Павлов С.П., Шлыкова В.В. Геологическое строение и перспективы нефтегазонос-ности восточного борта Северо-Баренцевской впадины // Разведка и охрана недр. 2009. № 4.

7. Шкарубо С.И., Заварзина Г.А. Стратиграфия и характеристика сейсмических комплексов осадочного чехла западной части моря Лаптевых // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 2.

8. Jokat W. The sedimentary structure of the Lomonosov Ridge between 88° N and 80° N // Geophysical J. int. 2005. V. 163.

REGIONAL SEISMIC EXPLORATION IN ARCTIC SEAS – MAIN RESULTS OF NEW STAGE AND FURTHER PROSPECTS

Kazanin G.S., Zayats I.V., Shkarubo S.I., Pavlov S.P., Kirillova-Pokrovskaya Т.А.

(Marine arctic exploration expedition)

Hydrocarbon potential of sedimentary basins of Arctic Seas accounts for about 80% of ultimate potential oil and gas resources of all Russian shelf. Among problems restraining its development - insufficient geologic-geophysical study of water areas. The most density of seismic observations is concentrated in Pechora Sea and south of properly Barents Sea. The northern areas of Barents and Kara Seas have been studied by isolated reconnaissance profiles. As from 2004 the JSC "Marine arctic geological exploration" performs exploration works together with gravimagnetic observations on prospecting areas in seas of Arctic. The total survey volume is more than 60 000 km. As a result of carried out regional geophysical works there were revealed tens of local highs as well as zones of possible formation of non-anticlinal HC traps. The large structures of more than 1000 km2 have been detected in the northern part of the Barents Sea. The localized forecast resources within the revealed uplifts in Barents, Kara, Laptev Seas account for 2500 mln tons in oil equivalent.

Key words: regional geophysical works; seismic exploration; Arctic shelf; oil and gas complex; forecast resources.