В Арктике для триасового нефтегазонакопления благоприятным геодинамическим режимом был рифтогенный, в условиях глубокого погружения платформ [3].

Известно, что 35 % осадочных бассейнов мира – рифтогенные. Половина продуктивных бассейнов такого типа включает крупные и крупнейшие месторождения нефти и газа. Влияние рифтогенеза на нефтегазообразование и нефтегазонакопление можно представить следующим образом. В основании рифтов обычно находится мантийный диапир. Под его воздействием раскалывается и раздвигается земная кора. В результате этого процесса образуются грабенообразные впадины–очаги нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Важнейшим фактором при этом служит прогревание ОВ, ускоряющее нефтегазообразование, а также выделение глубинных газов, главных образом метана.

К классическому примеру активного проявления мезозойского, точнее триасового, рифтогенеза можно отнести рифтовые системы Северного и Норвежского морей. К каждому рифту приурочены нефтяные и газовые месторождения мезозойского возраста. В западной части Баренцева моря рифты установлены в районе газовых месторождений Тромсе (Норвегия). Для центральных частей рассматриваемых структур типичны значительные (20–30 км в поперечнике) соляные купола [2].

В российском секторе Баренцева моря, где триасовый комплекс изучен лучше других морей, рифты в палеорельефе мощностей выражены довольно слабо. Вместе с тем развитие в регионе сравнительно узких и вытянутых прогибов, выполненных триасовыми отложениями мощностью от 4–5 км до 6–7 км (рисунок), дает основание отождествлять эти узкие линейные прогибы с рифтами триасового возраста.

Рифтовые структуры Карского моря имеют иное строение, чем Баренцева. Особенно это касается Южно-Карской области развития рифтовых структур. Здесь продолжаются рифтовые системы, протянувшиеся со стороны Западно-Сибирской низменности. Четыре субмеридиональных рифта на п-ве Ямал расходятся веерообразно в северном направлении [1]. Наиболее крупный восточный рифт начинается в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и трассируется через Уренгой, Тазовскую и Гыданскую губы. Его протяженность в Карском море достигает 1200 км при ширине 150–200 км и мощности триасовых пород 4 км. Рифты продолжаются в Карском море вплоть до желоба Святой Анны. Вдоль центральной части Таймырской депрессии проходит рифт северо-восточного простирания протяженностью 1200 км при ширине до 100 км, выполненный терригенными триасовыми толщами мощностью до 3–4 км. В устье р. Лена находится Усть-Ленский грабен северо-западного простирания протяженностью 1000 км. Указанный грабен, вероятно, следует считать рифтом, возникшим в начале мезозоя и имеющим большую мощность осадочных пород.

Учитывая благоприятное воздействие рифтогенного геодинамического режима на преобразование органики в сторону капельножидкой нефти, авторы данной статьи выделили возможные очаги триасового нефтегазообразования в арктических морях России. К таким очагам рифтогенного типа относятся надрифтовые Восточно-Баренцевская, Южно-Карская, Южно-Таймырская палеовпадины (см. рисунок). В триасовый период эти области характеризовались большой мощностью триасовых отложений (особенно Восточно-Баренцевская) и сравнительно высоким температурным воздействием на осадки и содержащуюся в них рассеянную органику. Все это создавало в отмеченных областях наиболее благоприятные условия по сравнению с другими регионами Арктики для триасового нефтегазообразования. Возникшие УВ, вероятно, скапливались непосредственно в зоне триасовых рифтов или же насыщали сопряженные с ними поднятия и валы.

Под формацией мы понимаем закономерное и устойчивое сочетание (парагенез) определенных генетических типов пород, связанных общностью (близостью) условий образований и возникающих на определенных стадиях развития основных структурных элементов земной коры [4]. В составе комплексов формаций акваторий Арктики четко выделяются две группы – платформенная и геосинклинальная. Для рассматриваемых мегасинеклиз это будут платформенные формации, среди которых можно различать континентальные и мелководно-морские.

На акватории и побережье Арктики среди платформенных формаций выделено шесть основных формационных комплексов: 1) континентальный, озерно-аллювиальный, прибрежной равнины с нефтегазоносной и угленосной субформациями; 2) континентальный, внутриплатформенные магматиты; 3) малой глубины моря, терригенный; 4) лагунно-морской, эвапоритово-карбонатно-терригенный; 5) малой и средней глубины моря, терригенный; 6) открытого моря, терригенно-карбонатный.

Таким образом, северная часть Тимано-Печорской провинции имеет две ветви триасового нефтегазового накопления – западную газовую и восточную нефтеносную. Вдоль фронта Северного Урала и островов Новой Земли выделяется еще один очаг нефтегазообразования субдукционного типа.

Комплекс формаций малой глубины моря, терригенный, широко распространен на шельфах Баренцева и Карского морей. Рассматриваемая формация представляет несомненный интерес в нефтегазоносном отношении, что доказано открытием преимущественно газовых залежей в Баренцевом море. Здесь триасовые отложения вскрыты многочисленными глубокими скважинами. На полную глубину они изучены в скважинах, пробуренных на о-ве Кол-гуев и в акваториальном продолжении Печорской синеклизы. Мощность триасовых пород изменяется здесь в пределах 1100–1700 м. Увеличение мощности происходит с востока на северо-запад.

Палеогеографнческая обстановка в Баренцевом море характеризовалась отложениями мелководных лагун и, возможно, дельт, заливаемых мелким морем (нарьян-марская свита). Здесь установлена преимущественная газоносность отложений триаса, причем залежи сухого газа выявлены в юго-западной части акватории (месторождения Мурманское, Северо-Кильдинское).

Генезис УВ в мелководных морских отложениях триаса Баренцева моря рассматривается двояко. Согласно первому представлению, УВ находятся здесь во вторичном залегании и проникли из подстилающих палеозойских отложений. Согласно второй точке зрения, сероцветная толща, обогащенная ОВ, является нефтегазоматеринской. Вторая точка зрения, по-видимому, более убедительна, учитывая наличие благоприятной для нефтегазообразования мелководной морской сероцветной формации, гумусовый тип ОВ с умеренным газовым потенциалом, невысокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, резко ухудшающимися с глубиной и в северном направлении.

Среднетриасовые глины имеют битуминозный коэффициент 10–20 %, что свидетельствует о присутствии сингенетического битума в этих отложениях, которые рассматриваются как нефтематеринские породы. Следует отметить, что в триасовых отложениях широко распространены красноцветные образования, из чего следует наличие континентальных фаций (седояхинская свита), состоящих из чередований конгломератов, красноцветных песчаников и алевролитов, местами туфов общей мощностью 1,5–2 км. Нефтеносные песчаники здесь встречаются редко. Образование нефтяных и газовых залежей в триасовых отложениях акватории арктического сегмента Земли относится преимущественно к началу и концу этого периода.

Перспективы нефтегазоносности триасовых отложений Южно-Карской синеклизы, где рифты п-ова Ямал погружаются в Карское море, также следует считать весьма положительными. Континентальная формация здесь сменяется морской мелководной, сложенной сероцветными терригенными отложениями, резко увеличивающимися в мощности. В западной части п-ова Ямал нефтегазоносность триаса установлена на Новопортовском месторождении. Восточная часть п-ова Ямал для мезозойских отложений газоносна. Сюда продолжается связанная с большим грабен-рифтом субмеридиональная полоса мощных газовых месторождений Уренгой – Ямбург – Гыданское.

Триасовые отложения в Южно-Карской впадине могут представлять наибольший интерес для проведения поисково-разведочных работ лишь в ее окраинных областях, где доступная для бурения глубина (4–4,5 км) по данным сейсморазведки позволяет ожидать здесь открытие новых районов скоплений УВ в триасовых отложениях. В северной части Карского моря триасовый комплекс находится на малых глубинах (2–2,5 км), имеет малые мощности (до 1000 м) и в нефтегазоносном отношений малоперспективен.

Комплекс формаций открытого моря, терригенно-карбонатный, характерен для побережья моря Лаптевых от мыса Цветкова на восточном Таймыре до Янского залива включительно с охватом южной части акватории. Триасовые отложения в этом регионе представлены ритмично переслаивающимися алевролитами, песчаниками и аргиллитами. Только в низах индского яруса отмечаются покровы трапповых базальтов, а в низах ааленского – маломощные прослои битуминозных известняков.

Шельф моря Лаптевых изучен крайне слабо в геологическом отношении. Однако из геоморфологических исследований, проведенных в его пределах, следует, что тектоническое строение и геодинамический режим недр моря весьма благоприятны в нефтегазоносном отношении. Кроме того, близлежащий Лено-Анабарский прогиб представляет собой субдукционную зону. Во всех его районах и на побережье моря Лаптевых триасовые отложения с размывом залегают на сходных с ними по фациальному составу верхнепермских отложениях. Триасовые отложения непосредственно к югу от рассматриваемого района в Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинции содержат основные запасы газа (Средневилюйское месторождение и др.). В верхнепермских породах (по некоторым данным пермо-триасовых) Лено-Анабарского прогиба еще в довоенное время открыты нефтяные месторождения (Тигянское, Кожевниковское, Ильинское, Нордвигское). Степень разведанности Лено-Анабарского прогиба весьма низка.

В Восточно-Сибирском и Чукотском морях береговая зона сложена триасовыми геосинклинальными формациями, большей частью вулканогенными толщами, бесперспективными в нефтегазоносном отношении. Однако на расстоянии 150– 250 км в Чукотском море к северу от о-ва Врангель можно предполагать погруженную с северо-востока часть Колвиллского передового прогиба Северной Аляски. Как известно, с этим прогибом на Северной Аляске в терригенно-карбонатном комплексе нижнего, среднего и верхнего триаса связаны крупнейшие залежи нефти и газа (Прадхо-Бей, Сиг-Дельта и др.).

Обширное (580 тыс. км²) и мелкое (минимальная глубина 390 м) Восточно-Сибирское море представляет большой интерес в нефтегазоносном отношении, где наблюдается окончание Колвиллского прогиба, протягивающегося из Чукотского моря. Здесь следует в ближайшие годы проводить значительный объем геолого-геофизических исследований с последующим бурением поисковых скважин.

1. В триасовый период современная Арктика представляла собой геодепрессию, окруженную крупными областями поднятий, служивших источником сноса обломочного материала. В разрезе триасовых отложений арктических регионов выделяются шесть платформенных комплексов формаций, пространственное положение которых отражает региональную трансгрессию моря в этот период с востока на запад. Как правило, это морские формации различной глубины моря – терригенные и карбонатно-терригенные. К исключению относятся озерный аллювиальный и дельтовый, получившие развитие на юге Баренцева моря и в Северном Зауралье.

2. Возможные очаги триасового нефтегазонакопления, в основном, рифтогенного типа. Образование нефтяных и газовых залежей в триасовых отложениях арктического сегмента Земли относится преимущественно к началу и концу этого периода. Решающую роль в образовании УВ и их накоплении в залежи играли два фактора – палеогеографнческий и палеотектонический.

3. Анализ палеогеографнческой обстановки в триасе дает основание считать наиболее благоприятной для образования нефти и газа смену морских режимов на континентальные, приходящуюся на конец индского и начало ааленнского, а также начало карнийского и конец норийского веков.

4. Существенное влияние на генезис УВ оказывал геодинамический режим недр. В триасовом периоде в пределах Арктики преобладал рифтогенный геодинамический режим. Вероятно, именно рифты и надрифтовые палеовпадины могли служить своеобразными очагами генерации нефти и газа.

5. Общее число открытых залежей в триасовых отложениях арктического шельфа сравнительно невелико, но перспективы нефтегазоносности весьма значительны. Достаточно отметить, что к терригенно-карбонатному комплексу формации открытого моря приурочены на северном побережье Аляски основная нефтяная залежь месторождения-гиганта Прадхо-Бей (пятое по запасам нефти месторождение земного шара) и залежи в других месторождениях, а к лагунно-морской эвапоритово-карбонатно-терригенной формации – многочисленные крупные залежи северной части Северного моря и газовые залежи Норвежского моря района Тромсе.

1. Гаврилов В.П. Геодинамические особенности развития Арктики в триасовом периоде в связи с нефтегазоносностью // Освоение морских месторождений нефти и газа континентального шельфа СССР.– М.: МИНГ.– 1988.– С. 20–28.
2. Грамберг Н.С. Арктический нефтегазоносный супербассейн. // Нефтегазоносность Мирового океана.–Л., 1984.
3. Рябухин Г.Е. Рифтогенез – нефтеобразование и нефтегазонакопление // Изв. вузов. Геология и разведка.– 1987.– № 6.– С. 103–105.
4. Хаин В.Е., Михайлов А.Е. Общая тектоника.– М.: Недра, 1985.

Positive conclusion is drawn about oil and gas possibilities of Triassic deposits of Barents and other Arctic seas on the ground of analysis of formations thickness and Triassic inits tectonics at the Arctic shelf. Oil and gas accumulation centres are mainly of rift type. They are well known in the Northern and Norwegian seas, where great oil and gas fields are revealed. The quantity of Triassic pools at the Arctic shelf of Russia is not big, but perspectives of their discovering is considerable.

1 – Области современного отсутствия триасовых отложений; 2 – предположительные изопахиты мощности, км; 3 – тектонические нарушения; 4 – внешняя граница шельфа