Баренцево печорский нефтегазоносный бассейн на карте
Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн.
Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн является одним из крупных нефтегазоперспективных регионов с развитой нефтегазодобывающей отраслью на территории России.
В географическом отношении его территория относится к северо-восточной части Русской равнины. В пределах суши территория бассейна охватывает практически весь бассейн реки Печоры с ее притоками и рек, впадающих в Печорский сектор Баренцева моря (Коротаиха, Морею, Черная). Общая площадь — около 330 тыс км2.
В административном отношении территория бассейна находится в пределах Республики Коми, а северная ее часть охватывают всю восточную часть Ненецкого автономного округа Архангельской области с центром в городе Нарьян-Мар.
Достаточно давно, еще в 1762 году на реке Ухта были отмечены первые выходы нефти, а первый сбор нефти был организован на реке Ярега, впадающей в реку Ухту. Затем предпринимателем Федором Прядуновым был организован первый кустарный нефтеперегонный заводик. Образцы нефти были доставлены в Петербург, а оттуда на исследование за рубеж. Неоднократные попытки организовать разведку и добычу нефти до революции не увенчались успехом, и лишь в 1929 году на Ухту была отправлена первая крупная экспедиция, которая занялась систематическими исследованиями на севере европейской части России всех полезных ископаемых, включая нефть. Геологической службой руководил известный геолог-нефтяник Н.Н. Тихонович. Уже в 1930 году впервые на территории России была получена нефть из девонских песчаников на реке Чибью в черте современного города Ухта. На месте этой скважины сейчас установлен памятный знак.
Получение нефти из девонских песчаников позволило известному ученому-нефтянику Губкину предположить, что эти отложения будут присутствовать и в более южных районах России. Действительно, уже в 1929 году было открыто первое нефтяное месторождение в Перми (Чусовские городки). Затем были открыты: в 1932 году — Ишимбаевское месторождение, а вслед за ними Туймазинское в Башкирии. С этого и началась разведка так называемого «второго Баку» (Татария, Башкирия, Саратовская, Самарская, Пермская и Оренбургская области). Подобное название район получил потому что ранее нефтяные месторождения были известны только в Баку, в районе Гурьева (Казахстан) и на Кавказе (Майкоп и Грозный). Исторически, получение нефти в Ухте положило начало широкому развертыванию поисково-разведочных работ на Русской платформе.
В 1932 году в районе Ухты было открыто Ярегское месторождение с достаточно крупными запасами. Но полученная нефть оказалась настолько вязкой, что очень долго оставался открытым вопрос о возможности ее добычи. После длительных дебатов добычу нефти организовали шахтным способом. Здесь же в 1937 году впервые в Советском Союзе была заложена первая нефтяная шахта. Гораздо позднее для промышленной добычи вязкой нефти стали применять паро-тепловой метод, что позволило резко увеличить коэффициент извлечения. Коэффициент извлечения высоковязкой нефти при шахтном методе составлял 5-6 %, а при использовании паро-теплового метода — 30-40 % и даже 50-60 %.
В 1935-1951 годах были открыты Войвожское, Нибельское, Верхнеомринское, Нижнеомринское месторождения, на базе которых и развивалась в дальнейшем нефтегазовая добыча Тимано-Печорской провинции. Но это были сравнительно небольшие месторождения, с запасами на самом крупном из них (Нижнеомринском) порядка 20 млн условных тонн, в том числе примерно одна треть из них — газ. Естественно, что добыча нефти в больших объемах не могла быть организована.
В 1959 году было открыто Западно-Тэбукское месторождение легкой нефти, первое по-настоящему крупное, с извлекаемыми запасами порядка 60 млн тонн.
В 1962 году открыто Мичаюское месторождение, получена первая тяжелая нефть из нижнепермских известняков на Усинском месторождении. Нефть оказалась такой же вязкой и тяжелой как на Ярегском месторождении.
В 1963 году были открыты Пашинское (40 млн тонн), Северо-Савиноборское и Джьерское (10 млн тонн) месторождения. В 1964 году было открытое крупнейшее на еропейском севере Вуктыльское газоконденсатное месторождение.
В 1978 году на Усинском месторождении открыты высокодебитные залежи, причем дебиты нефти из скважин достигали 600-700 тонн в сутки.
В настоящее время на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции насчитывается свыше 180 месторождений, из которых — 136 нефтяных, 4 газоконденсатных, 2 нефтегазовых, 13 нефтегазоконденсатных, 12 газоконденсатных и 16 газовых.
Новые разрабатываемые месторождения расположены в северной части бассейна, где отсутствует общая и отраслевая инфрастурктура, затруднено решение транспортных проблем. Наиболее перспективно освоение таких месторождений, как Северо-Кожвинское, Южно-Лыжское, Южно-Тереховейское, Среднемакарихинское, Северо-Баганское, Южно-Юрьяхинское, Верхнегрубешорское, Пашорское. Также, в перспективе предусматривается интенсивное развитие добычи углеводородов на территории Ненецкого автономного округа и шельфовой зоны Баренцева моря.
На рисунке 3 представлена Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция.
Рис.4. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция
В настоящее время на территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна осуществляется достаточно много крупных проектов. Наиболее крупные проекты на территории бассейна следующие:
Предусматривает разработку Южно-Шапкинского, Южно-Ярьяхинского, Верхнегрубешорского и Пашорского месторождений. Запасы оцениваются в 40 млн тонн. Срок реализации проекта освоения — 15 лет. Объем необходимых инвестиций — не менее 350 млн долларов.
2. «Северные территории»
Предусматривает разработку Хильчуюского, Южно-Хильчуюского, Яреюйского, Инзырейского месторождений. Необходимый объем инвестиций — 2 млрд долларов.
3. Timan Pechora Company
Предусматривает разработку месторождений им. Романа Требса, им. Титова, а также Варандейского и Торавейского. Запасы оцениваются в 177 млн тонн. Необходимый объем инвестиций — 50 млрд долларов. Это наиболее крупный и перспективный проект, осуществляемый в Тимано-Печорском нефтеазоносном бассейне.
Источник
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция
Расположена в пределах республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Площадь 350 тысяч км2.
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена в пределах республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области.
Площадь 350 тысяч км 2 .
Включает Ижма-Печорскую, Печоро-Колвинскую, Хорейвер-Мореюскую, Северно-Предуральскую нефтегазоносные области и Ухта-Ижемский нефтегазоносный район.
Наиболее значительные месторождения: Ярегское, Верхнеомринское, Пашнинское, Лаявожское, Усинское, Вуктыльское, Интинское, Южно-Шапкинское, Харьягинское, Варандейское, Сарембойское.
Кустарная добыча и переработка ухтинской нефти началась с 1745 г.
Разведочное бурение ведется с 1890 г.
1-е месторождение легкой нефти (Чибъюское) открыто в 1930 г., тяжелой (Ярегское) — в 1932 г.
К 1987 г. в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выявлено свыше 75 месторождений нефти и газа (свыше 230 залежей).
В тектоническом отношении провинция приурочена к северо-восточной части Восточно-Европейской платформы и прилегающим с востока Предуральскому и Предпайхойскому краевым прогибам.
Ограничена на западе и юго-западе поднятиями Тимана, на востоке и северо-востоке — Уралом и Пай-Хоем, на севере открывается в Баренцево море.
В платформенной части провинции выделяют: Ижма-Печорскую и Хорейверскую впадины, Печоро-Колвинский авлакоген, Варандей-Адзьвинскую структурную зону и восточно-Тиманский мегавал; в области передовых прогибов — Верхнепечорскую, Большесынинскую, Косью-Роговскую, Коротаихинскую впадины, передовые складки западного склона Урала. Фундамент сложен верхнепротерозойскими породами.
Осадочное выполнение представлено палеозойскими и мезозойскими отложениями с максимальной мощностью от нескольких сотен метров (Тиман) до 6-8 км (платформенные прогибы) и до 10-12 км (Предуральский прогиб).
Выявлено 8 нефтегазоносных комплексов:
терригенный красноцветный вендско-ордовикский (мощность свыше 1 км),
карбонатный силурийско-нижнедевонский (до 2 км),
терригенный среднедевонско-нижнефранкский (свыше 2 км),
карбонатный верхнедевонский (2 км),
терригенный нижнекаменноугольный (до 0,8 км),
карбонатный верхневизейско-нижнепермский (1,2 км),
терригенно-карбонатно-галогенный нижневерхнепермский (0,1-2,5 км),
терригенный триасовый (до 1,7 км).
Наибольшее число залежей (свыше 80) обнаружено в среднедевонско-нижнефранкском комплексе.
Залежи большей частью сводовые (пластовые или массивные), часто с литологическим или стратиграфическим экранированием, реже тектонически экранированные.
В южной части Ижма-Печорской впадины, на Колвинском мегавалу, в Хорейверской впадине и на Варандейском валу выявлены преимущественно нефтяные месторождения; в Верхнепечорской впадине Предуральского прогиба — большей частью газовые и газоконденсатные.
Нефти в основном метанонафтенового состава, парафинистые (2-5%), реже высокопарафинистые (6-23,4%), очень редко малопарафинистые (2%).
Содержание S 0,1-3%.
Высокосернистые нефти выявлены в карбонатных отложениях силура, верхнего девона, карбона — нижней перми и триаса вала Сорокина.
Плотность нефтей 807-981 кг/м 3 .
Свободные газы метановые, из неуглеводородных компонентов содержат N2 и CO2.
Некоторые попутные газы — углеводородно-азотного состава.
Конденсат плотностью 672-790 кг/м 3 содержится во многих газовых залежах в количествах 10-415 г/ м 3 .
Источник
Нефтегазовые бассейны баренцево печорский войвож
«Полезные ископаемые России»
Районы распространения полезных ископаемых:
Нефтегазоносные бассейны: Баренцево-Печорский ( Войвож , Вуктыл, Усинское, Ухта), Волго-Уральский (Астраханское, Оренбургское, Ромашкинское ), Западно-Сибирский ( Самотлор , Сургут, Уренгой, Ямбург).
Каменноугольные бассейны: Донецкий (Шахты), Кузнецкий (Кемерово, Новокузнецк), Ленский ( Сангар ), Печорский ( Воркута и Инта ), Тунгусский ( Норильск ), Южно-Якутский ( Нерюнгри ).
Буроугольные бассейны: Канско-Ачинский ( Ирша -Бородинское, Назарово), Подмосковный ( Щёкино ) .
Месторождения железных руд: Горная Шория (Таштагол), Карелия (Костомукша), КМА (Михайловское, Лебединское ) , Приангарье ( Коршуновское ), Урал ( Качканар ).
Месторождения алюминиевых руд: Кольский полуостров (Кировск), Ленинградская область ( Бокситогорск ) , Урал ( Сулея ).
Месторождения медных руд: плато Путорана (Норильск), Урал (Карабаш, Медногорск, Сибай), Южная Сибирь ( Удокан )
Месторождения никелевых руд: Кольский полуостров (Никель), плато Путорана ( Норильск ) , Урал (Верхний Уфалей ).
Месторождения оловянных руд: Северо-Восточная Сибирь (Депутатский, Эсэ-Хайя ), Сихотэ-Алинь ( Кавалерово ) , Южная Сибирь ( Шерловая Гора ).
Месторождения полиметаллических руд: Алтай (Орловское), Кавказ (Садон), Сихотэ-Алинь ( Дальнегорск ) , юга Сибири ( Салаир, Забайкалье )
Месторождения золота: Северо-Восточная Сибирь (Дукат, Нежданинское , Усть-Нера), Южная Сибирь ( Бодайбо ) .
Месторождения фосфорного сырья: Подмосковье (Воскресенск, Егорьевск), Кольский полуостров (Апатиты).
Месторождения поваренной соли: Поволжье ( Баскунчак ) , юг Западной Сибири ( Бурла ).
Месторождения калийной соли: Предуралье (Соликамск и Березники).
Месторождения алмазов: Среднесибирское плоскогорье ( Айхал , Мирный).
Источник
Нефтегазоносность шельфа морей Российской Арктики: взгляд в XXI в.
Разведка и освоение нефтяных и газовых месторождений в приполярных районах связаны с суровыми природными условиями и решением сложных экономических проблем. В настоящее время в России происходит некоторый откат, отступление в освоении северных территорий. Но вряд ли эта тенденция сохранится в будущем. Северные пространства будут осваиваться с учетом прежних ошибок на основе новых технологий. Опыт работы на севере накапливается постоянно, в фазу освоения вступает Приразломное нефтяное месторождение в Печорском море, интенсивно разрабатывается проект освоения крупного газоконденсатного Штокмановского месторождения в Баренцевом море.
С началом освоения месторождений нефти и газа в Баренцевом и Печорском морях и открытием гигантских газовых месторождений в Карском море значение арктического шельфа в балансе мировых ресурсов УВ возрастает. Супергигантские ресурсы УВ шельфа и побережья Западной Сибири не могут оставаться невостребованными, необходима продуманная стратегия работ с учетом комплексного освоения месторождений цветных и благородных металлов в северных районах России. Топливный потенциал громадного арктического региона необходимо учитывать в государственных планах также и потому, что в перспективе вероятно сокращение ожидаемого прироста разведанных запасов, особенно нефти, в основных добывающих районах европейской части страны.
Распределение ресурсов УВ на арктическом шельфе определяется особенностями его строения и геологического развития. В западном секторе Российской Арктики — в Баренцево-Карском регионе фундамент определяется как байкальский или гренвильский (некоторые зоны, возможно, активизированы в каледонское время). На фундаменте залегает мощный осадочный комплекс. В нижней его части по данным сейсморазведки выделяется 3-4-км слоистая толща предположительно силуркаменноугольного возраста. Наиболее мощной (10-11 км) является часть разреза предположительно пермотриасового возраста, которая по данным скважин на Мурманской площади, архипелаге Земля Франца-Иосифа и о-ве Новая Земля представлена терригенным комплексом. Вышележащая юрско-меловая толща имеет также терригенный состав и достигает 4 км. В начале юры формировались преимущественно пресноводные песчано-глинистые осадки. С середины юры и, особенно в поздней юре преобладали морские отложения, преимущественно глинистые, последние представляют собой одну из главных материнских толщ УВ. В Западной Сибири к верхней юре приурочены высокопродуктивные нефтеносные пласты, а в Баренцевом море в песчаниках средней и верхней юры находятся газоконденсатные залежи крупного Штокмановского месторождения.
В российском секторе Баренцева моря выделяются две крупные впадины: Южно- и Северо-Баренцевская (рис. 1). В структуре мезозойских отложений между впадинами находится разделяющая их приподнятая зона — Лудловская седловина (иногда называемая Баренцевоморским сводом). Этот структурный элемент имеет размеры 200×300 км и амплитуду 500 м по кровле черных глин верхней юры. Обе впадины вместе с разделяющей их приподнятой зоной объединяются в Восточно-Баренцевский мегапрогиб (синеклизу). В геологическом отношении мегапрогиб является единым очень крупным нефтегазоносным бассейном глубокого заложения, формировавшимся в течение длительного времени, в котором объединены мощные генерационные очаги и зоны нефтегазонакопления. В пределах упомянутой приподнятой зоны находится Лудловское газоконденсатное месторождение с залежами в юрском терригенном комплексе, а южнее — Ледовое месторождение.
Анализ геологических материалов по всей этой зоне нефтегазонакопления площадью 60 тыс. км 2 позволяет сделать предварительный вывод о том, что здесь на известных поднятиях на технически доступных глубинах до 6 км возможно открытие еще ряда нефтегазоносных горизонтов. Главная задача — преодолеть природные и технические трудности поисков и разведки структур — ловушек нефти и газа в условиях Арктики.
Севернее Баренцевоморского свода по данным сейсморазведки выделяется крупная приподнятая зона триас-юрских и меловых отложений размером примерно 100×100 км, являющаяся также объектом нефтегазонакопления. В ее пределах выявлено Лунинское поднятие, возможно обнаружение и других благоприятных структур — ловушек УВ. Лунинская зона, так же как и Баренцевоморский свод, в перспективе рассматривается как крупнейшая зона нефтегазонакопления и потому, что в этом направлении прослеживаются юрские газоносные горизонты Штокмановского месторождения и, кроме того, прогнозируется нефтегазоносность триасовых отложений. Параметры, принятые для подсчета прогнозных запасов газа Лунинского поднятия по аналогии со Штокмановским, дают возможность предполагать здесь месторождение газа с запасами не менее 3 трлн м 3 .
Для открытия месторождений нефти и газа высокоперспективен Адмиралтейский вал, протягивающийся почти на 400 км вдоль западного побережья о-ва Новая Земля и ограничивающий с востока Баренцевоморский мегапрогиб. На вале пробурена пока одна скважина, вскрывшая триасовые отложения с признаками нефти. В пределах вала выявлены три значительных по площади поднятия: Крестовое (30×40 км), Адмиралтейское (60×50) и Пахтусовское (60×40). Предполагается, что девонские отложения сокращенной мощности залегают здесь на глубине 6-8 км. Основной стратиграфический комплекс вала — породы пермотриаса. На основании находок нефтепроявлений, битумов и асфальтитов на о-ве Новая Земля и архипелаге Земля Франца-Иосифа в них прогнозируются нефтегазоносные горизонты (Клубов Б.А.,1997). Находки нафтидов известны и в девонских отложениях. Сегодня уже достаточно геологических знаний о строении Адмиралтейского вала, чтобы предполагать здесь открытие в первой половине XXI в. крупнейших месторождений нефти и газа, несмотря на трудные ледовые условия, которые, несомненно, будут сдерживать их освоение.
Шельф Карского моря является северным продолжением Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В юго-западной части Карского моря расположена Южно-Карская впадина, сложенная 8-км толщей терригенных отложений юры и мела с высоким содержанием ОВ и значительным нефтегазопроизводящим потенциалом (рис. 2). Российские специалисты считают, что здесь сформировался один из крупнейших нефтегазоносных бассейнов. Об этом свидетельствует открытие на побережье п-ова Ямал в отложениях нижнего и верхнего мела гигантских и крупных газоконденсатных месторождений (Бованенковское, Харасавейское, Крузенштерновское и др.).
На шельфе Карского моря в пределах Южно-Карской впадины пробурены пока только три глубокие скважины. Они позволили открыть в отложениях верхнего мела Русановское и Ленинградское газоконденсатные месторождения, содержащие более 10 газовых пластов с предварительно оцененными запасами, превышающими 8 трлн м 3 .
Оба месторождения не разведаны. Их расположение в море на глубине 50-100 м и гигантские запасы выдвигают месторождения в число уникальных и экономичных для освоения в XXI в. Указанные месторождения будут осваиваться в зависимости от темпов потребления газа.
В северо-восточной части Карского моря выделена Северо-Карская впадина, в пределах которой кристаллический фундамент залегает на глубине 12-20 км. Впадина, выполнена отложениями палеозоя и мезозоя и также характеризуется огромным нефтепроизводящим потенциалом.
Ее геологическое строение и нефтегазоносность остаются пока неизученными из-за трудных природных условий. Вероятно, нефтегазовые ресурсы этого бассейна будут детально оценены значительно позже 2010 г., когда появятся средства для подледной добычи нефти и газа.
В восточном секторе Российской Арктики выделяются четыре бассейна: Лаптевский (в море Лаптевых), Восточно-Сибирский (в одноименном море), Северо- и Южно-Чукотский (на шельфе Чукотского моря) (см. рис. 1). Все эти бассейны изучены очень слабо. Об их геологическом строении можно высказывать предположения в основном по результатам региональных сейсморазведочных морских профилей и других видов геофизических работ. Бассейны, по-видимому, имеют разные основания: раздробленную Гиперборейскую платформу и структуры мезозоид.
Геологическое строение моря Лаптевых обусловлено процессами рифтогенеза. Здесь рифтовые структуры хр. Гаккеля как бы замыкаются у края континента. Вполне вероятно, что его структуры срезаются крупным разломом. Высказывается предположение, что от рифтовой системы Лаптевоморского шельфа отходят две ветви: к западу — Таймырская в направлении Хатангского прогиба вдоль упомянутого крупного разлома (Хатангский рифт) и к юго-востоку и востоку — Олойская ветвь [2]. При этом юго-восточная ветвь на новой тектонической карте морей Карского и Лаптевых представлена двумя рифтовыми зонами — Усть-Ленской и Бельковско-Святоносской (Богданов Н.А., Хаин В.Е. и др., 1998).
В юго-западной части шельфа моря Лаптевых фундаментом бассейна является, видимо, северное погруженное продолжение Сибирской платформы. В разрезе можно предполагать присутствие существенно карбонатного протерозой-нижнепалеозойского комплекса и вышележащих терригенных толщ более молодого возраста. Мощность отложений нижнего протерозоя- палеозоя, мезозоя и кайнозоя составляет не менее 10-12 км. Фундамент более восточной части бассейна представляется гетерогенным. В бассейне выделяется ряд приподнятых блоков: Трофимовское и Центрально- (или Восточно-) Лаптевское поднятия и др., разделенные грабенообразными прогибами. Предполагаемый разрез мезозоя- кайнозоя может достигать в прогибах 8-10 км. Приподнятые блоки и прогибы ограничены разломами, выполаживающимися с глубиной.
Трофимовское, Центрально-Лаптевское и другие поднятия в мезозойской толще шельфа и Тастахском прогибе являются высокоперспективными для поисков УВ, особенно природного газа.
К северо-востоку от Новосибирских островов располагается складчатая структура мезозоид, называемая террейном Делонга. Представления о строении верхней части разреза можно получить по данным геофизических характеристик. Предполагается, что юрские породы здесь представлены песчано-глинистыми отложениями морского генезиса. Нижнемеловые породы также морские, а верхнемеловые имеют прибрежно-морское, дельтовое и пресноводно-континентальное происхождение. В них залегают пласты углей. Мощность юрских- меловых отложений составляет 3-4 км. Диапазон вероятной нефтегазоносности бассейна более широк на западе, он охватывает как протерозой-палеозойскую, так и мезокайнозойскую части платформенного чехла. На востоке предполагается нефтегазоносность мезо-кайнозойских отложений, здесь могут быть распространены дельтовые и баровые фации обломочных пород с высокими коллекторскими свойствами. Особую роль в формировании нефтегазовых залежей могут играть рифтогенные структуры, положительные структуры над сводами горстовых поднятий и тектонически экранированные разломами, в том числе на побережье в Усть-Анюйском прогибе.
По геологическому строению предположительно выделяемого Восточно-Сибирского нефтегазоносного бассейна данных очень мало. Можно только предполагать, что здесь продолжается карбонатно-терригенная толща палеозоя и мезозоя общей мощностью 8-10 км, обнажающаяся на Новосибирских островах. Интерес представляет глубоководная часть впадины Толля, в которой вероятно развитие зон выклинивания отложений и формирование в них залежей нефти и газа.
Северо- и Южно-Чукотский бассейны расположены в различных тектонических условиях. Северо-Чукотский бассейн сформировался в пределах южной части существовавшей ранее Гиперборейской платформы, ныне раздробленной. Платформа подверглась мезозойской активизации, ее сохранившиеся блоки разделены линейными складчатыми зонами мезозоид с перекрывающим их молодым осадочным чехлом [1]. Возможно, геологический разрез Северо-Чукотского бассейна имеет общие черты с разрезом Арктического склона Аляски, так как оба они занимают (или занимали) сходные тектонические позиции, но непосредственного продолжения структур, по-видимому, нет, поскольку их разделяют субмеридиональная складчато-разрывная зона и расположенный восточнее нее меридионально вытянутый прогиб (рис. 3).
На севере Аляски в основании большей части разреза бассейна залегают девонские отложения, в которых свита Лисберн представлена карбонатными породами с удовлетворительными коллекторскими свойствами. Вышележащий разрез от карбона до перми — преимущественно терригенный. Верхнепермские и нижнетриасовые отложения в основном песчано-глинистые. В мезозое в терригенных осадках выделяются флювиально-дельтовые комплексы.
В разрезе Северо-Чукотского бассейна прослеживаются шесть сейсмических комплексов (сверху вниз): А, Б, В, Г, Д и Е. Подошва нижней части комплекса Е не отражена на сейсмозаписи. Верхняя часть комплекса, характеризующаяся интенсивными высокоамплитудными отражениями, по возрасту условно относится к пермотриасу. Положение этого комплекса в разрезе, тип волновой картины, особенности распространения и характера деформаций аналогичны таковым пермотриасовой толщи, выделяющейся на Аляске (формации Седлерочит и Шублик). Эта толща представлена песчаниками и аргиллитами общей мощностью от 400 до 600 м.
Вышележащий комплекс Д характеризуется протяженными интенсивными отражениями. Его можно условно сопоставить с отложениями юры — нижнего мела формаций Саг-Ривер и Кингак, распространенных на северо-западе Аляски и сложенных глинами, глинистыми алевролитами и песчаниками общей мощностью до 1600 м.
Для комплекса Г типичны в основном непротяженные и более слабые отражения, хотя в верхней части они становятся более отчетливыми. Этот комплекс условно сопоставляется с меловыми формациями Торок и Нанушук. Формация То-рок представлена глинами с прослоями алевролитов и песчаников общей мощностью до 3000 м. Формация Нанушук сложена песчаниками, конгломератами, аргиллитами с прослоями углей и карбонатов.
В комплексе В меньше разрывных нарушений, слоистость прослеживается четко, это дает возможность выделить характерные седиментационные тела (заполнение депрессий, линзы). На поднятиях мощность этого комплекса уменьшается или даже выклинивается, его предположительный возраст — поздний мел- палеоген. На Аляске этот возраст имеет формация Колвилл, представленная глинисто-песчаными породами и конгломератами общей мощностью до 2000 м.
Нижняя часть комплекса Б выражена на профилях четкими протяженными сигмоидальными, а в основном параллельными отражениями и характеризуется почти полным отсутствием разрывных нарушений. Предположительный возраст — палеоген- неоген. К этому возрасту на севере Аляски относится формация Сагаваниркток, сложенная алевролитами, пестроцветными песчаниками, конгломератами, пластами углей. Ее мощность изменяется от 600 до 2000 м. Комплекс А повсеместно залегает субгоризонтально и характеризуется четкими протяженными границами. Его предположительный возраст — от неогена до современного.
В Северо-Чукотском бассейне выделяются два структурных этажа. Нижний включает наиболее деформированные комплексы Е, Д и Г. Верхний этаж представлен комплексами Б и А. Его строение отражает тенденцию к аккумулятивному выравниванию рельефа, сформированного к началу его накопления. Комплекс В занимает промежуточное положение. Частично он принадлежит к нижней более деформированной толще, иногда же более сходен по строению с верхним этажом. В нем отчетливо видны линзы заполнения неровностей дна, образовавшиеся после некоторого перерыва, а также тела дельтового типа.
Мощность отложений в Северо-Чукотском бассейне превышает 10 км, перспективы его нефтегазоносности оцениваются высоко, и поэтому он очень интересен с точки зрения поисков УВ. По геоструктурному положению бассейн входит в единую систему прогибания, включающую известный нефтегазоносный бассейн Северного склона Аляски с гигантским нефтяным месторождением Прадхо-Бей, основные залежи которого приурочены к пермотриасовым отложениям.
По-видимому, сходный геологический разрез и близкие условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления могут быть выявлены и в Северо-Чукотском бассейне. По результатам геофизических исследований в мезо-кайнозойской части разреза установлены диапировые структуры, свидетельствующие об активных флюидодинамических процессах. В восточной части бассейна по краю континентального шельфа выявлены вытянутые вдоль склона антиклинальные складки. Северо-восточнее о-ва Врангеля выделяется крупное сводовое поднятие с амплитудой около 1 км. Отложения погребенных дельт также перспективные объекты.
Южно-Чукотский бассейн заложен на мезозойском складчатом основании. Обломочный материал поступал в бассейн за счет разрушения орогенных сооружений на юге. Пространственным аналогом бассейна является бассейн Хоуп у берегов Аляски. В обрамлении этого бассейна, судя по данным бурения, верхняя часть разреза сложена кайнозойскимм породами. Верхняя часть палеогеновой толщи представлена прибрежно-морскими образованиями, выше залегают терригенные отложения более отдаленной части шельфа. Примерно такой же характер осадков предполагается и в верхней части разреза Южно-Чукотского бассейна. Общая мощность осадочных пород в бассейне достигает 4 км. Его перспективы связаны в основном с возможной газоносностью.
Проблемы освоения УВ-ресурсов Арктики практически решаются пока в Западной Арктике. На Штокмановском месторождении проведены необходимые технологические и экологические исследования, завершена разведка запасов газа. Начато строительство стальной платформы для Приразломного месторождения.
На остальной части шельфа, кроме научных исследований, работы по поиску и подготовке месторождений к освоению не проводятся, в то время как потребность в топливно-энергетических ресурсах (ТЭР) крупных промышленных предприятий, работающих на побережье Арктики, огромна.
Из-за отсутствия местных источников топлива нехватку ТЭР испытывают горно-металлургические комбинаты Мурманской области, производящие медь, никель, кобальт и другие металлы, крупные города и поселки, расположенные на побережье морей Арктики (Мурманск, Амдерма, Хатанга, Тикси, Яна, Чокурдах, Черский, Певек, мыс Шмидта, Анадырь). Поэтому поиску и освоению крупных газовых и нефтяных месторождений на прибрежном шельфе Арктики в начале XXI в., несомненно, будет придано важное значение, ибо без топливных ресурсов разработка на севере многочисленных, очень важных для России месторождений благородных и цветных металлов невозможна.
Одной из основных задач энергетической политики страны является увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергетических ресурсов. В этой связи совершенно необходимо резко увеличить на арктическом шельфе объемы геолого-геофизических и поисково-разведочных работ преимущественно на газ — как на дешевое, экологическое, хорошо транспортабельное топливо, не требующее глубокой переработки.
Экономическое развитие северных территорий Чукотского автономного округа, Республики Саха (Якутия), Красноярского края, Мурманской и Архангельской областей и всего Севера России в ближайшей перспективе неизбежно потребует комплексного освоения минеральных богатств арктического Севера.
Анализ перспектив открытия и освоения первоочередных месторождений природного газа на арктическом шельфе показывает, что в первые 15 лет XXI в. можно создать пять основных газодобывающих баз: 1) разведанное газоконденсатное Штокмановское месторождение, способное обеспечить топливные нужды Мурманской области и всего Северо-Запада России; 2) Бованенковское и Харасавейское месторождения для газоснабжения европейской части России; 3) Русановское и Ленинградское месторождения на побережье п-ова Ямал для экспорта газа; 4) на шельфе моря Лаптевых и в дельте р.Лена, где известны крупное Трофимовское и другие поднятия, перспективные на газ; разведку Трофимовского поднятия можно начать на суше в дельте р.Лена и затем постепенно продолжить на шельфе; 5) в береговой и шельфовой зонах Тастахского и Усть-Анюйского прогибов, имеющих глубину прогибания 2-4 км. Они заполнены мезо-кайнозойскими отложениями, в которых по данным геолого-геофизических исследований известны крупные поднятия. Газ открытых и осваиваемых месторождений можно подавать к местам потребления, используя перевозки предварительно сжиженного природного газа (СПГ) танкерами или по газопроводу. Можно также осуществить строительство на газовых месторождениях мощных комбинированных МГД — газотурбинных электростанций, разработанных РНЦ «Курчатовский институт» и другими организациями, а также установку энергопоездов, работающих на газе. Все способы реализуются при условии экономической выгоды.
Обеспечение энергетических нужд регионов Севера России в XXI в. за счет открытия и освоения крупных месторождений газа на шельфе и побережье арктических морей позволит поднять промышленность цветной металлургии, улучшить транспортные связи и социально-бытовые условия проживания населения, вдохнуть новую жизнь в регионы, богатые минерально-сырьевыми ресурсами.
Литература
Грамберг И.С., Пискарев А.Л., Беляев И.А. Блоковая тектоника дна Восточно-Сибирского и Чукотского морей по данным анализа гравитационных и магнитных аномалий // Докл. РАН. — 1997. — Т. 352, № 5. -С. 656-659.
Пискарев А.Л., Манукова А.В., Чернышев М.Ю. Геодинамическая система моря Лаптевых по данным анализа гравитационных и магнитных аномалий // Докл. РАН. — 1997. — Т. 354, № 2. — С. 230-233.
Рис. 1. ОБЗОРНАЯ КАРТА ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ НА РОССИЙСКОМ ШЕЛЬФЕ АРКТИКИ
1 — Таймырский блок; 2 — Баренцево-Карская плита; 3 — Печорская плита; 4 — район мезозоид с блоками, активизированными в мезозое; 5 — область раздробленности Гиперборейской платформы; 6 — зоны раннекиммерийской активизации; 7 — крупные впадины — осадочные бассейны (1 — Северо-Баренцевская, 2 — Южно-Баренцевская, 3 — Южно-Карская, 4 — Северо-Карская, 5 — Лаптевоморская, 6 — Восточно-Сибирская, 7 — Северо-Чукотская, S — Южно-Чукотская); 8 — крупные поднятия; 9 — рифтовые зоны; 10 — континентальный склон; 11 — глубоководные котловины; 12 — месторождения в акватории:, а — нефти, б — газа
Рис. 2. СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПО ЛИНИИ архипелаг ЗЕМЛЯ ФРАНЦА-ИОСИФА — п-ов ЯМАЛ
Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ЧЕРЕЗ СЕВЕРО-ЧУКОТСКИЙ ПРОГИБ
.gif)
Автор: Никитин Б.А., Ровнин Л. И., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А.
Источник