Северный Ледовитый океан (СЛО) - самый молодой океан планеты - отличается от других океанов Земли и иными существенными характеристиками. СЛО - самый малый океанический бассейн, на его долю приходится лишь 3,6% общей площади Мирового океана. В то же время соотношения отдельных морфоструктурных элементов в СЛО резко отличны от таковых в других океанах Земли и, естественно, в Мировом океане в целом. В общей площади СЛО аномально высоки доли шельфа (до изобаты 200 м) и континентального склона (интервал глубин 200-3 000 м): они составляют 37,4 % (4 900 тыс. км²) и 49,1% (6 436 тыс. км²) соответственно для шельфа и склона, тогда как в Мировом океане эти доли гораздо меньше - 7,6% (шельф) и 15,2% (континентальный склон). Площадь ложа (глубина воды более 3 000 м) в СЛО составляет 1764 тыс. км² (лишь 13,5% от общей площади СЛО) [Степанов, 1961]. Аномально малой является и средняя глубина СЛО в 1200 м, которая в три с лишним раза уступает средним глубинам других океанов и Мирового океана в целом (3 795 м).

Важная особенность СЛО в ряду других океанов планеты заключается в наличии достаточно мощного (как правило, километры) осадочного слоя не только на шельфе и смежных прибрежных территориях, но и в собственно глубоководных, зашельфовых областях океанской акватории. В пределах СЛО зоны наибольшей мощности осадочного чехла приурочены к системе шельфовых осадочных бассейнов и связанных с ними областей глубокого прогибания на сопредельных арктических территориях. Вместе с тем выделяется ряд присклоновых глубоководных бассейнов с мощностью осадочного чехла до 6-8 км. Единственный в своем роде огромный осадочный бассейн, охватывающий шельф и смежные глубоководные акватории, развит мористее арктических островов Канады и северного побережья США. Он охватывает и большую часть площади Канадской котловины, а мощность осадочной толщи в наиболее прогнутой его зоне, примерно совпадающей с положением бровки шельфа, более 10 км. Однако на значительных площадях в центральных районах океана мощность осадочного чехла не превышает 2 км.

В понимании особенностей строения осадочных бассейнов СЛО и прогнозировании их нефтегазоносности основополагающую роль сыграла и продолжает играть концепция Арктического нефтегазоносного супербассейна. Эта концепция была сформулирована, а затем опубликована на XI Всемирном нефтяном конгрессе в Лондоне (17 августа - 1 сентября 1983 г.) исследователями ВНИИОкеангеологии И.С. Грамбергом, Ю.Н. Кулаковым, Ю.Е. Погребицким и Д.С. Сороковым [Грамберг и др., 1984; Gramberg et al., 1983]. Она стала логическим развитием и завершением представлений Ю.Е. Погребицкого об Арктической геодинамической системе, современным морфологическим выражением которой служит крупнейшая геотектура - Арктическая геодепрессия, географически соответствующая Северному Ледовитому океану и площади его водосбора [Погребицкий, 1976].

Целый ряд бассейнов с доказанной промышленной нефтегазоносностью (Тимано-Печорский, Западно-Сибирский, Енисей-Ленский, дельты Маккензи, Арктического склона Аляски, Свердрупа и др.), расположенных в материковой части геодепрессии, обладает субаквальными продолжениями. Это позволяет дать высокую прогнозную оценку седиментационным бассейнам шельфа Северного Ледовитого океана, имеющим преимущественно платформенную природу и мощное осадочное выполнение (Баренцево-Северо-Карский, Лаптевский, Восточно-Сибирский, Чукотско-Бофортский). Особо подчеркивается, что перспективы нефтегазоносности распространяются также на осадочные выполнения предконтинентальных присклоновых прогибов и на чехлы океанических и субокеанических плит Арктического бассейна. «Таким образом, Арктическая геодепрессия предстает перед нами в виде гигантского супербассейна, в котором распределение генетических типов бассейнов подчинено его зональной морфоструктуре (материк - шельф - континентальный склон - океан)» [Грамберг и др., 1984, с.8].

Начало зарождения Арктической геодепрессии, исходя из данных о возрасте пограничного орогенного пояса, становление которого обусловлено главным образом активизацией структур и соответствующим повышением энергии рельефа, а также учитывая известную кардинальную смену в Арктике карбонатного осадконакопления терригенным, относится, по Ю.Е. Погребицкому, к позднему палеозою, возможно, к границе нижней и верхней перми [Погребицкий, 1976]. Следовательно, структуры геодепрессии являются наложенными по отношению к более древнему структурному плану. Со времени заложения геодепрессии геологическая структура Арктики развивается одновременно по двум «программам»: с одной стороны, происходит специфическое развитие различных геоструктурных зон в соответствии с их принадлежностью к различным геосинклинальным поясам и платформам, а с другой - развитие этих структур подчинено общему процессу формирования ряда структур «континент - океан» [Погребицкий, 1976, с.9]. История Арктической геодинамической системы, в общем, делится на две основные стадии с выделением соответствующих серий осадочных комплексов: доарктическую и арктическую (с поздней перми). Арктическая стадия, в свою очередь подразделяется на фазы: доокеаническую и синокеаническую (с позднего мела).

В целом концепция Арктического супербассейна позволила рассматривать индивидуальные бассейны СЛО и его окраин как элементы единой уникальной системы, и с этих позиций прогнозировать их нефтегазоносность, что имело особое значение для малоизученных бассейнов акваторий, в первую очередь, шельфовых бассейнов РФ.

Используя в качестве определяющего критерия мощность осадочного чехла, специалисты НИИГА - ВНИИОкеангеологии (И.С. Грамберг, Т.Н. Копылова, Ю.Н. Кулаков, Д.В. Лазуркин, О.И. Супруненко и др.) за последние десятилетия предложили ряд схем нефтегазогеологического районирования СЛО и смежных территорий. Новейшая из них представлена на рис. 1. Как правило, территории и акватории, где мощность неметаморфизованных осадочных отложений не превышает 2 км, отнесены нами к бесперспективным, а площади с большей толщиной осадочного слоя рассматриваются как перспективные в различной степени. При этом для относительно слабо изученных районов шельфа, где не проводилось поисковое бурение, и для всех глубоководных площадей мы выделяем лишь две категории перспективных земель: перспективные и малоперспективные. На прибрежных территориях и на шельфе к последним относятся прибортовые участки осадочных бассейнов с малой мощностью осадочного чехла, обычно сильно промытые поверхностными водами. В пределах глубоководных зон к ним отнесены также площади с большой (до 3-4 км) мощностью осадочного чехла, поскольку известно, что в пределах акваторий существует растянутая зональность катагенеза, особенно в районах с мощным мезозойско-кайнозойским осадконакоплением. В результате верхние 3-4 км осадочного разреза в таких условиях могут представлять ограниченный интерес, да и то лишь в отношении газоносности.

Большинство осадочных бассейнов рассматриваются как перспективные. Высокоперспективные земли, по нашим представлениям, могут быть выделены лишь в районах с доказанной нефтегазоносностью, где открыты либо многочисленные месторождения нефти и газа, либо единичные месторождения уникального масштаба (более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа). В последнем случае это обычно участки шельфа, где поисковое бурение еще только начинается и разбурены пока лишь наиболее крупные структуры.

В итоге районирования на карте в указанных границах выделено 9 нефтегазоносных (НГП) либо перспективных нефтегазоносных провинций (ПНГП) и 12 самостоятельных нефтегазоносных (НГО) либо перспективных областей (ПНГО) (см. рис. 1). По соотношению разведанных запасов нефти и газа (и, с гораздо меньшей обоснованностью, по соотношению прогнозных ресурсов в ПНГП и ПНГО) среди провинций и областей выделяются нефтеносные (НО) (нефти более 90 %), газоносные (ГО и ПГО) (газа более 90 %), нефтегазоносные (НГП и НГО) и газонефтеносные (ГНП, ГНО и ПНГО) (по преобладанию, соответственно нефти и газа).

В границах СЛО и смежных территорий выделяются следующие НГП: I - Тимано-Печорская, II - Баренцевская, III - Западно-Сибирская, IV - Енисейско-Анабарская ГНП, V - Лено-Тунгусская, VI - Восточно-Арктическая; ПНГП: VII - Новосибирско-Чукотская, VIII - Иннуитско-Чукотская, IX - Лено-Вилюйская ГНП. В последнее время все большее число российских исследователей склоняется к необходимости выделять в пределах Баренцева моря две самостоятельных (Западно- и Восточно-Баренцевская) провинции. В данной работе как самостоятельная область выделена Северо-Карская НГО, которая часто включается в состав Восточно-Баренцевской (Баренцево-Карской) НГП.

По положению в пределах континентальной окраины (или вне ее) выделяются провинции внутриконтинентальные (Енисейско-Анабарская ГНП и Лено-Тунгусская НГП); прибрежно-шельфовые (Тимано-Печорская, Западно-Сибирская НГП), шельфовые (Новосибирско-Чукотская ПНГП), шельфово-глубоководные (Баренцевская НГП и Иннуитско-Чукотская ПНГП) и прибрежно-шельфово-глубоководные (Восточно-Арктическая НГП).

В состав выделенных нами самостоятельных с доказанной нефтегазоносностью и перспективных областей входят: 1 - Средне-Норвежская НГО; ПГО: 2 - Поморская, 3 - Предбаренцево-Карская; ПНГО: 4 - Северо-Карская, 5 - Лаптевская; 6 - Северо-Лаптевская ПГО; НГО: 7 - Анадырская, 8 - дельты Маккензи - моря Бофорта, 9 - Свердрупа; ПНГО: 10 - Баффинова, 11 - Линкольна-Уэндела, 12 - Восточно-Гренландская.

Среди нефтегазоносных и перспективных областей нами выделяются: прибрежная (НГО Свердрупа), прибрежно-шельфовые (Анадырская НГО, ПНГО Линкольна-Уэндела и НГО дельты Маккензи - моря Бофорта), шельфовые (Средне-Норвежская НГО, Северо-Карская ПНГО, Лаптевская ПНГО), шельфово-глубоководные (ПНГО Баффинова и Восточно-Гренландская) и глубоководные (Поморская, Предбаренцево-Карская и Северо-Лаптевская ПГО). Мировой опыт нефтегазопоисковых работ показывает, что в случае прибрежно-шельфового (прибрежно-шельфово-глубоководного) бассейна, если доказана промышленная нефтегазоносность наземной части, то, практически без исключений, продуктивным будет и субаквальное продолжение бассейна, причем, как правило, в более значительном масштабе, чем суша. Именно с этим «предчувствием» начинались морские геологоразведочные работы во всем мире, в т.ч. на шельфе Мексиканского залива, на Каспии, северо-восточном шельфе Сахалина и т.д.

Применительно к задаче прогнозирования нефтегазового потенциала достаточно очевидно, что степень обоснованности прогнозных оценок, их вероятность снижается в ряду прибрежно-шельфовый - внутришельфовый - глубоководный бассейн.

Исходя из общей площади и объема осадочного чехла, можно предполагать, что наибольшим нефтегазовым потенциалом обладают самые крупные провинции СЛО: Баренцевская, Западно-Сибирская (с учетом того, что на шельфе СЛО размещается лишь самая северная, небольшая часть провинции), Восточно-Арктическая и Иннуитско-Чукотская. Теоретически в этих же провинциях, за счет их высокого углеводородного потенциала, наиболее вероятно обнаружение месторождений-гигантов. Эти предположения хорошо подтверждаются известными результатами количественных оценок перспектив нефтегазоносности шельфа СЛО, свидетельствующими, что извлекаемые ресурсы углеводородов составляют здесь многие десятки миллиардов тонн (в пересчете на нефть). Кроме того, не имеют пока количественной оценки нефтегазовые ресурсы огромных перспективных площадей акватории СЛО, которые входят в пределы шельфово-глубоководных и собственно глубоководных осадочных бассейнов и расположены под слоем воды более 200 м, преимущественно в пределах континентального склона, подножия и ложа СЛО.

Используя известный подход Л. Уикса (1973-1979 гг.), мы попытались получить минимальную, по нашему мнению, величину извлекаемых ресурсов углеводородов для зашельфовых (глубже 200 м) площадей СЛО. Принимая, вслед за Л. Уиксом, перспективную площадь склона в 15% от общей или 965,4 тыс. км², и плотность извлекаемых ресурсов 13 тыс. т/км², а перспективную площадь континентального подножия и ложа в 10 % (176,4 тыс. км²) и плотность извлекаемых ресурсов 6 тыс. т/км², получаем, что извлекаемые ресурсы углеводородов (в пересчете на нефть) по континентальному склону составляют 12,55 млрд т, а по континентальному подножию и ложу - 1,06 млрд т. Иными словами, даже при принятых жестких параметрах оценки, нефтегазовый потенциал глубоководных зон, являющихся неотъемлемым элементом осадочных бассейнов Арктического супербассейна, составляет солидную величину (более 13 млрд т извлекаемых ресурсов нефти и газа).

По нашим представлениям, большая часть углеводородных ресурсов Арктического супербассейна приурочена к Евразийской континентальной окраине (ЕАКО), к которой относятся все осадочные бассейны обширнейшего арктического шельфа России.

Есть основания полагать, что на размещении крупнейших осадочных бассейнов ЕАКО и их внутреннем строении сказались особенности структуры подстилающего осадочное выполнение разновозрастного фундамента. Среди них, в первую очередь, следующие: существование глубоко погруженных блоков фундамента (Северо- и Южно-Баренцевские, Северо-Карский и др.), присутствие в фундаменте многочисленных ослабленных зон, которые, по-видимому, обеспечивали поступление в осадочные бассейны ЕАКО мощного потока перегретых флюидов, а в отдельные моменты геологической истории могли служить путями движения магматических расплавов.

Кроме того, возрастом фундамента определяется стратиграфический диапазон осадочного выполнения. В частности, среди самых глубоких депоцентров ЕАКО выделяются, прежде всего, осадочные бассейны Баренцево-Карского региона, где мощность осадочного выполнения достигает 18-20 км, а возраст изменяется, по крайней мере, с раннепалеозойского до современного. В Северо-Карском осадочном бассейне с мощностью осадочного чехла до 14 км наиболее древние отложения имеют предположительно рифейско-ордовикский возраст.

В море Лаптевых региональными исследованиями выявлена сложная система рифтогенных структур, простирающихся с северо-запада на юго-восток, с осадочным выполнением мощностью до 10-12 км, представленным в существенной своей части, а по мнению ряда исследователей - целиком, позднемеловыми-кайнозойскими отложениями.

В Восточно-Сибирском и Чукотском морях область с наибольшей мощностью осадочного чехла приурочена к северной части шельфа, а в стратиграфическом разрезе наряду с более древними присутствуют мощные кайнозойские отложения. Общий объем осадочного чехла в бассейнах Евразийского шельфа превышает 150 млн км³.

Важнейшими типами тектонических структур, развитых в пределах западного сектора ЕАКО (Баренцево и Карское моря), являются древние платформы, эпипалеозойские плиты и среднепалеозойские-раннемезозойские тафрогены. В восточных областях ЕАКО (моря Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское) наряду с эпипалеозойскими широко проявились процессы рифтогенеза, начиная с позднемелового времени и, возможно, в начале кайнозоя (на шельфе моря Лаптевых) на структурном продолжении океанических структур (хр. Гаккеля). Некоторые платформенные локальные структуры в Баренцевом и Карском морях (и, возможно, в гораздо менее изученных восточных морях) имеют огромные размеры (до 1000 км² и более). Среди них можно упомянуть Русановскую, Ленинградскую на юге Карского моря и Штокмановскую в Баренцевом море.

Как отмечалось выше, большинство осадочных бассейнов современного Северного Ледовитого океана и его побережий прошло сложную геологическую историю, и допозднепалеозойский (доарктический, по Ю.Е. Погребицкому [1976]) этап истории содержит еще множество «белых пятен». Однако уже сегодня можно с достаточной уверенностью предполагать, что в значительной части осадочных бассейнов ЕАКО в осадочном чехле (а иногда, по-видимому, в фундаменте или в качестве промежуточного комплекса) присутствует мощный терригенно-карбонатный комплекс средне-позднепалеозойского возраста (рис. 2). По нашему мнению, именно присутствие этого комплекса в разрезе контролирует преобладающую или значительную долю нефти в общем углеводородном потенциале того или иного бассейна. С этим терригенно-карбонатным комплексом связаны многочисленные рифы, промышленная нефтегазоносность которых доказана на территории Тимано-Печорской провинции.

Вышеупомянутые ослабленные зоны в фундаменте играли важную роль в формировании и переформировании нефтегазового потенциала осадочных бассейнов, обеспечивая вертикальную миграцию сформировавшихся углеводородов.

Обширный шельф ЕАКО характеризуется исключительно высокими перспективами нефтегазоносности. По своему совокупному нефтегазовому потенциалу осадочные бассейны российского арктического шельфа сравнимы с крупнейшими нефтегазоносными провинциями мира. Российский шельф в целом содержит около 1/3 общероссийских потенциальных ресурсов газа и существенную часть ресурсов нефти и конденсата. При этом более 85% нефтегазовых ресурсов российского шельфа приходится на долю арктических морей. Среди последних важнейшее значение имеют Баренцево и Карское моря, которые, в свою очередь содержат в своих недрах более 4/5 ресурсов нефти и газа всего арктического шельфа России [Арктика на пороге…, 2000].

Количественные оценки нефтегазового потенциала ЕАКО показывают, что в целом с запада на восток заметно меняется стратиграфический диапазон установленной или предполагаемой продуктивности разреза: в этом направлении увеличивается роль мезозойского и кайнозойского интервалов разреза (рис. 2).

Установлены существенные различия соотношения нефть/газ в различных осадочных бассейнах ЕАКО (рис. 3) Наиболее значительной долей газа в общем нефтегазовом потенциале характеризуются осадочные бассейны Баренцева моря (за исключением субаквального продолжения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции), южной части Карского моря и предположительно южных областей Восточно-Сибирского и Чукотского морей. Это обусловлено либо существенно гумусовой природой рассеянного органического вещества, либо огромными объемами осадочных пород, погрузившихся глубже 4 км и вступивших в главную зону газообразования.

Некоторые особенности и причины пространственного размещения нефти и газа могут быть проиллюстрированы на примере наиболее изученных (в пределах арктического шельфа России) Баренцева и Печорского морей. Здесь обращает на себя внимание резкое различие соотношения нефть/газ в упомянутых морях. Присутствие практически на всей площади Печорского моря нижнепермско-каменноугольного терригенно-карбонатного комплекса и его резко ограниченное развитие на глубинах менее 7 км в российском секторе Баренцева моря объясняют низкую долю нефти в углеводородном потенциале Баренцева моря и повышенную - в Печорском море.

На рис. 4 показаны черты строения и качества главного продуктивного нижне-среднеюрского резервуара в Баренцевом море. Здесь можно видеть обширную область проявления мезозойского магматизма на севере Баренцевоморского шельфа. В действительности же дайки и силлы основных пород триасового и более молодого возраста достаточно широко развиты в разрезе осадочного чехла не только в северной части шельфа. На сейсмопрофиле, проинтерпретированном А.Ю. Юновым (НИИморгеофизики, г. Мурманск) (рис. 5), показаны многочисленные магматические тела в триасовом комплексе чехла. Эти тела оказывают локальное, но существенное влияние на степень катагенетической преобразованности рассеянного органического вещества (рис. 6). Благодаря воздействию интрузий катагенез рассеянной органики возрастает на несколько градаций, благодаря чему в разрезе могут формироваться узколокализованные «нефтяные окна».

Помимо мезозойского магматизма, в осадочных бассейнах Баренцева и южной части Карского моря достаточно определенно проявилось важное, но изменяющееся по площади влияние позднемезозойского-кайнозойского аплифта на процессы формирования и переформирования залежей углеводородов. Вследствие аплифта в норвежском секторе Баренцева моря была уничтожена верхняя часть осадочного чехла, где были сосредоточены наиболее емкие резервуары и наиболее надежные покрышки; богатые нефтематеринские толщи выведены из главной зоны нефтеобразования, не успев реализовать свой потенциал. Были расформированы ранее существовавшие залежи нефти и газа. В южной части Карского моря в позднемезозойское-кайнозойское время, в целом, унаследованно продолжалось осадконакопление (мощность кайнозойской части разреза здесь достигает 600 м). Это способствовало сохранению нефтегазового потенциала бассейна.

В российском секторе Баренцева моря отрицательное воздействие аплифта проявилось преимущественно на бортах Баренцевского мегапрогиба. В пределах же самого мега-прогиба наиболее активно воздымался район Штокмановско-Лунинского порога (мегаседловины), и здесь происходила интенсивная концентрация углеводородов как за счет латеральной миграции, так, по-видимому, и за счет вертикальной миграции из более древних комплексов по системе разломов, обновленных аплифтом. Таким образом, амплитуда мезозойско-кайнозойского аплифта может рассматриваться как один из критериев размещения углеводородных ресурсов на Баренцево-Карском шельфе, роль которого может быть как разрушительной, так и созидательной.

Нашими недавними исследованиями установлено, что седловины (мегаседловины) Баренцевоморского шельфа, наиболее ярким примером которых является вышеупомянутая Штокмановско-Лунинская, характеризуются исключительно благоприятными литофациальными, палеогеографическими и тектоническими предпосылками для накопления углеводородов и могут рассматриваться, как наиболее привлекательные объекты для поисков нефти и газа в регионе.

В качестве главных факторов, определяющих высокую нефтегазоперспективность Евразийской континентальной окраины, могут быть указаны:

- огромные объемы и большие мощности осадочного чехла в большинстве осадочных бассейнов окраины; достаточно широкое присутствие шельфовых и шельфово-глубоководных бассейнов с их гигантской нерастраченной пластовой энергией;

- широкое распространение платформенных структур, в т.ч. структур древних платформ с мощным терригенно-карбонатным комплексом нижнего-среднего палеозоя. Существование этого комплекса, по нашему мнению, определяет преимущественную нефтеносность бассейна. К нему же приурочены рифы; огромны размеры локальных платформенных структур (до 1000 км² и более);

- развитие в разновозрастном фундаменте окраины многочисленных ослабленных зон, в т.ч. рифтогенного типа. Они, очевидно, обеспечивали мощное поступление глубинных флюидов, а также служили путями продвижения магматических расплавов. Они же, возможно, способствовали вертикальной миграции формирующихся углеводородов.

Среди менее значимых факторов, влияющих на масштаб продуктивности некоторых бассейнов, могут быть названы позднемезозойско-кайнозойский аплифт, магматическая активность и др.

В целом, с запада на восток происходит омоложение возраста продуктивных и перспективных интервалов разреза с палеозойского до позднемезозойско-кайнозойского. В глубоководных присклоновых осадочных бассейнах весь чехол имеет кайнозойский возраст, и они могут содержать лишь ограниченные газовые ресурсы.

Нефтегазовый потенциал Евразийской окраины оценивается примерно в 100 млрд т (в пересчете на нефть), и все крупнейшие осадочные бассейны окраины могут содержать гигантские нефтяные и/или газовые месторождения.

Сформулированная в 1983 г. концепция Арктического нефтегазоносного супербассейна за последующие десятилетия подтвердилась открытием супергигантских газовых и газоконденсатных месторождений Штокмановского, Ледового, Русановского и Ленинградского. Очевидно, что в этом супербассейне несмотря на перераспределение и частичное уничтожение ранее существовавших залежей нефти и газа сохранилась большая часть нефтегазовых ресурсов осадочных бассейнов, существовавших прежде в его границах.

Освоение углеводородных ресурсов нефти и газа Арктического супербассейна находится в самой начальной стадии. Однако несомненно, что осадочные бассейны ЕАКО содержат главную, но трудно осваиваемую часть углеводородных ресурсов планеты, которые будут использоваться нашими потомками.

ЛИТЕРАТУРА

1. Арктика на пороге третьего тысячелетия (ресурсный потенциал и проблемы экологии). - СПб.: Наука, 2000.

2. Грамберг И.С., Кулаков Ю.Н., Погребицкий Ю.Е., Сороков Д.С. Арктический нефтегазоносный супербассейн // Нефтегазоносность Мирового океана. Л.: ПГО «Севморгеология», 1984. С. 7-21.

3. 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.

4. Погребицкий Ю.Е. Геодинамическая система Северного Ледовитого океана и ее структурная эволюция // Советская геология. 1976. №12. С. 3-28.

5. Степанов В.Н. Основные размеры Мирового океана и главнейших его частей // Океанология. 1961. № 1.

6. Gramberg I.S., Kulakov Ju.N., Pogrebitsky Yu.Е, Sorokov D.S. Arctic Oil and Gas Superbasin / Proceed. of 11th World Petroleum Congress. London, 1983. p. 93-99.