В 1960 г. в Нидерландах на расстоянии 30 км от берега Северного моря было открыто уникальное газовое месторождение Гронинген с запасами 1700 млрд. м³. Именно это открытие послужило толчком к интенсивному изучению сопредельной акватории, поскольку ранее из более чем 1500 месторождений УВ, выявленных в континентальных НГБ Центральной и Западной Европы, не было ни одного даже рядового гиганта с извлекаемыми запасами свыше 100 млн. т усл. топлива.

Начавшееся таким образом изучение Северного моря не имело сколь-нибудь целостной общей программы, было ориентировано на уже свершившиеся открытия и опиралось: 1) на результаты геолого-геофизических исследований неравномерно и в целом слабо разведанной акватории; 2) результаты нефтепоисковых работ на побережье, выявивших значительное число преимущественно мелких и в основном газовых месторождений; 3) представления о том, что в условиях относительно неглубокого морского бассейна характер нефтегазонакопления вряд ли будет существенно отличаться от установленного на побережье.

Первые скважины, пробуренные в 1961-1963 гг. на побережье и в мелководье в районе Гронингена, оказались сухими. Более успешным было бурение в открытом море в британском и немецком секторах в 1965-1966 гг.: из 28 скважин семь оказались результативными, было открыто четыре крупных газовых месторождения, в том числе самое большое на то время газовое месторождение Леман (330 млрд. м3). С 1968 г. началось бурение в нидерландском секторе, который заранее рассматривался как весьма перспективный в силу своего расположения между британским сектором, где уже были сделаны значительные открытия, и уникальным Гронингеном, однако за 5 лет 56 скважинами было открыто всего девять газовых и одно небольшое нефтяное месторождение. В датском секторе начиная с 1966 г. за первые 5 лет было пробурено 5 сухих скважин и только в 1971 г. было открыто первое месторождение Дан (7,6 млн. т).

К концу 1968 г., когда продуктивность перспективных объектов в Северном море была уже доказана и стала очевидной ее преимущественно газовая направленность, несколько буровых платформ перебазировали из акватории для исследования более перспективных площадей, поскольку низкие цены на газ в Великобритании не обеспечивали высокую рентабельность освоения газовых залежей [2].

В 1968 г. компанией "Филипс" в центральной части моря было пробурено семь практически сухих скважин и лишь восьмой были вскрыты несколько горизонтов нефтенасыщенных миоценовых песков. В следующем 1969 г. в 1 км от последней была пробурена еще одна скважина с целью прослеживания перспективных горизонтов, но она неожиданно вошла в насыщенный нефтью горизонт писчего мела мелового возраста мощностью 210м. Несмотря на высокий дебит скважины - 1340 т/сут, большинство нефтяников скептически отнеслись к возможности ее устойчивого фонтанирования. Так был открыт первый и крупнейший в Северном море нефтяной гигант Экофиск (486 млн. т), для чего понадобилось пробурить 200 скважин в течение 8 лет.

В итоге в Северном море нефти оказалось даже больше, чем газа, а число гигантских нефтяных скоплений превысило число газовых гигантов в 1,3 раза. А. Перродон [2] считает Северное море примером эффективных работ в очень богатой нефтегазоносной провинции (плотность запасов 8000 т/км2 нефти и 7000 млрд. м3/км2 газа): менее чем за 20 лет здесь было пробурено около 1500 поисково-разведочных скважин, обеспечивших запасы нефти 4000 млн. т и газа 3600 млрд. м3; на одну скважину в среднем приходится более 5 млн. т усл. топлива открытых запасов УВ. Он же, оценивая особенности проведения работ в Северном море, отмечает следующее: 1) реальный характер нефтегазоносности Северного моря оказался несоответствующим первоначальным представлениям; 2) рабочие гипотезы и направления поиска непрерывно менялись по мере получения новых данных (бурение и сейсморазведка) и продвижения работ на север; 3) чем выше скорость такой коррекции, тем больше вероятность достижения успеха.

Эта оценка наглядно демонстрирует как несостоятельность исходных прогнозов, так и отсутствие изначально сколь-нибудь целостной стратегии освоения Северного моря. Эффективность его освоения была обусловлена сочетанием трех факторов: 1) высокой продуктивности при паритетном соотношении нефти и газа; 2) мощного инвестиционного фундамента, объединившего интересы и возможности пяти прибрежных государств, множества международных нефтяных компаний; 3) продуманных, своевременных и адекватных оперативно-тактических решений об изменении или уточнении направлений нефтепоисковых работ.

В условиях арктических акваторий современной и обозримо будущей России подобный грандиозный международный проект практически нереален, равно как и путь поисков методом проб и ошибок. Эта ограниченность может быть в какой-то мере компенсирована за счет тех возможностей прогноза, которые не были или не могли быть использованы при освоении Северного моря, а именно:

1. Отсутствие системного, или концептуального, подхода к оцениваемому бассейну как к естественно-геологическому целостному объекту - элементу планетарной системы НГБ. За 40 лет, минувших с начала целенаправленного освоения Северного моря, в мире было сделано множество открытий, разведанные запасы нефти и газа уже составили примерно половину всех извлекаемых планетарных ресурсов УВ. Разведанные запасы локализованы в 68480 месторождениях [3], а большая их часть (не менее 75-80 %) сконцентрирована примерно в 500 самых крупных месторождениях-гигантах с извлекаемыми запасами не менее 100 млн. т усл. топлива.

Анализ закономерностей их распределения (Новиков Ю.Н., Метлина Т.Л., 1996) в планетарной системе, состоящей из 232 НГБ, показывает, что возможность и вероятность формирования месторождений-гигантов в значительной мере определяются интегрированным сочетанием четырех факторов: 1) размеров НГБ, определяемых его площадью; 2) положения НГБ на профиле "континент-океан", зависящего от соотношения доли территории и акватории в его площади; 3) положения НГБ в геодинамической системе "континент + океан", обусловленного принадлежностью к одному из естественных пространственных сообществ НГБ разного масштаба; 4) типов нефте- и газоматеринских свит.

Прогнозная оценка, выполняемая на основании этих четырех факторов и опирающаяся на мировой опыт нефтегазопоисковых работ, не заменяет традиционные способы прогноза, но лишь предваряет их, поскольку может быть сделана до достижения необходимого для традиционных способов оценки уровня геолого-геофизической изученности. К тому же она позволяет объективно оценить значение первых открытий с точки зрения их закономерности, представительности и адекватности общему характеру нефтегазоносности оцениваемого бассейна.

2. Предваряющая прогнозная оценка может быть выполнена для бассейна в целом только в его естественно-геологических границах. В силу истории освоения и особенностей положения Северное море было не только фактически вычленено из состава единого осадочного Центральноевропейско-Североморского мегабассейна площадью 1030 тыс.км2, в котором доля территории составляет 47 %, а доля акватории - 53 % [1], но еще и расчленено на пять секторов соответственно принадлежности прибрежным государствам, а каждый сектор в свою очередь поделен на лицензионные блоки. Таким образом, единый осадочный мегабассейн как целостный объект - элемент планетарной системы НГБ - исчез и его "внешняя", на бассейновом уровне, прогнозная оценка так никогда и не проводилась. Вполне вероятно, что его "внутренняя", на внутрибассейновом уровне, прогнозная оценка могла бы быть более достоверной, если бы она опиралась на предварительно выполненную "внешнюю" оценку с учетом мирового опыта нефтегазопоисковых работ.

3. В силу первых двух обстоятельств экстраполяция характера нефтегазоносности суши на акваторию Северного моря заведомо не могла быть объективной. По существу, был использован вариант ограниченной экстраполяции, основанной на прямой пролонгации характера нефтегазоносности побережья в пределы обширнейшей акватории. Экстраполяция в широком смысле предполагает пролонгацию не частных особенностей нефтегазоносности прибрежных районов, а общего стиля нефтегазонакопления, характеризующего сопредельные области континентов.

На акватории Северного моря характер нефтегазоносности оказался не только совершенно отличным от первоначально предполагавшегося, но и пространственно неоднородным: в южном секторе отношение извлекаемых запасов нефти и газа составляет 0,04, отношение общего числа месторождений нефти и газа - 0,11, число нефтяных и газовых гигантов - 0 и 5 соответственно; в центральном секторе соответствующие значения составляют 2,11; 3,83; 5 и 1; в северном секторе - 1,08; 2,47; 9 и 4. В начале 60-х гг. трудно было предсказать и высокую продуктивность экваториального продолжения Центрально-европейского НГБ. Что касается соотношений нефть/газ и характера изменений их в пространстве, то они не должны были быть неожиданными, поскольку вполне соответствуют таковым в сопредельных континентальных НГБ Центральной и Западной Европы, где чередуются, непосредственно сопрягаясь, бассейны и районы сугубо газоносные, равновесные и сугубо нефтеносные. Впрочем, общее число месторождений нефти и газа в них примерно равное, а их отношение составляет 1,0. На акватории Северного моря это равновесное отношение смещается в сторону нефтяных месторождений (1,3); таково же соотношение нефтяных и газовых гигантов. На акватории сохраняется контрастный стиль нефтегазонакопления, увеличиваются только размеры разнохарактерных районов, менее выразительными становятся их границы, сглаживается контрастность различий.

Анализ опыта освоения арктических акваторий России показывает, что по трем обозначенным позициям он удивительно напоминает североморский.

1. То же, что и 40 лет назад, отсутствие целостной концепции прогноза крупнейших месторождений УВ в гораздо более обширной и сложно построенной системе арктических бассейнов. Отсутствие концепции - это невозможность сравнительной, сопоставимой и не зависящей от фактора разного уровня изученности акваторий оценки, индивидуальной "внешней" бассейновой характеристики, а также оценки результатов нефтегазопоисковых работ с точки зрения их представительности.

В Северном море из 28 первых скважин в открытом море семь оказались результативными - выявлено четыре крупных газовых месторождения; в Баренцевом и Карском морях сопоставимым числом скважин открыто семь газовых месторождений, в том числе шесть гигантов. Вероятно, такая схожесть первых итогов нефтегазопоисковых работ не случайна, а обусловлена близкой методикой исследований, нацеленной на выявление обширных структурных ловушек, заполненных газом. Эффективность поисковых работ на Арктическом шельфе России оказывается выше, но и в том, и в другом случае первые открытия послужили основанием для пессимистической прогнозной оценки акваторий в отношении возможной нефтеносности: один из зарубежных пессимистов пообещал выпить всю нефть, которая будет найдена в Северном море [2]; отечественные пессимисты оказались более осторожными, предусмотрев долю нефти в прогнозной оценке Баренцева моря в размере 4 % (извлекаемые ресурсы} от ресурсов газа (оценка на 01.01.93 г.).

2. Целостность оцениваемых осадочных бассейнов арктической окраины России нарушается традиционно, постоянно и по разным поводам: 1) государственными границами, фрагментирующими Баренцевоморский, Северо-Чукотский и Южно-Чукотский бассейны; 2) географическими границами с традиционной прогнозной оценкой по отдельным морям; 3) границами нефтегеологического районирования, разделяющими провинции, области, районы, а также области вне провинций, районы вне областей и т.д.; 4) границами экономической рентабельности, технической доступности и пр.

Речь идет не о правомерности этих границ, а о том, что при такой фрагментации оцениваемые бассейны как целостные естественно-геологические объекты теряются и не получают возможной и необходимой характеристики на бассейновом уровне.

3. Также традиционно нарушается естественная взаимосвязь территорий и акваторий. Обособление Печорского моря даже на уровне гидросферы небесспорно, а уж тем более - ограничение его акваторией Тимано-Печорского НГБ, являющегося элементом единого с Баренцевоморским НГБ осадочного мегабассейна. Наземная часть Тимано-Печорского НГБ отличается от таковой Центральноевропейского НГБ повышенной нефтеносностью (отношение числа нефтяных и газовых месторождений 4,40 против 0,82), гораздо более высокой продуктивностью (пять нефтяных и три газовых гиганта против одного газового) и значительно меньшей контрастностью характера нефтегазонакопления: выделяются сугубо нефтеносный Центральный район (Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская зона), где выявлен один нефтяной гигант, Предтиманский (отношение числа нефтяных и газовых месторождений 2,2, выявлен один нефтяной гигант), Печоро-Колвинский (1,7 - три нефтяных и два газовых гиганта), Предуральский (1,6 - один газовый гигант); сугубо или существенно газовых районов нет. Экстраполяция подобного стиля нефтегазонакопления на акваторию Баренцева моря позволяет предполагать наличие там как равновесных, так и преимущественно нефтеносных районов; существование сугубо газоносных районов не предполагается, оно может быть связано только с исключительно мощным влиянием океанической составляющей окраинно-континентального бассейна, принципиальным образом изменившим характер нефтегазонакопления подводного продолжения континента. Такого влияния не наблюдается при аналогичных условиях в других регионах мира.

Анализ результатов шести количественных оценок прогнозных ресурсов УВ арктических акваторий России, выполненных с 1971 по 1993 г., обнаруживает их крайнюю нестабильность. Изменчивость оценок обусловлена не столько повышением уровня геолого-геофизической обеспеченности, сколько единичными, хотя и крупными, открытиями в Баренцевом, Карском морях, на Аляске, а также соображениями конъюнктурного характера. В любом случае неуверенность прогнозных оценок свидетельствует об их слабой обоснованности, что и неудивительно, поскольку они опираются исключительно на ограниченные результаты геолого-геофизических исследований и единичные открытия, не используют широко мировой опыт и нередко противоречат ему.

В силу ограниченности возможностей и средств, экстремальности природных условий единая российская программа освоения Арктического шельфа тем более должна быть концептуальной и опираться на прогнозную оценку крупнейших месторождений У В, интегрирующую как опыт освоения северных акваторий, так и мировой опыт нефтегазопоисковых работ в целом. Каковы должны быть, на наш взгляд, основа и структура концепции прогнозной оценки крупнейших месторождений УВ?

Идеологической основой концепции являются осознание и практическое осмысление того факта, что примерно половина мировых ресурсов УВ уже разведана, а распределение выявленных месторождений по классам крупности, фазовым типам, регионам, бассейнам, территориям и акваториям подытожено в ряде обобщающих работ [1. 3].

Методологической особенностью концепции является применение дедуктивного способа исследования - не альтернативного традиционно используемому в нефтяной геологии индуктивному способу, а дополняющего его, что обеспечивает диалектическое единство двух взаимосвязанных форм научного познания [4]. Индуктивная форма прогноза (от частных особенностей геологического строения бассейна к его общей оценке) предполагает анализ большого числа плохо поддающихся формализации геологических факторов и еще большего числа их возможных сочетаний (неполная форма индукции [4]); она требует соответствующего уровня геолого-геофизической изученности, в связи с чем ее прогностическое значение применительно к неравномерно и слабо изученным бассейнам достаточно ограничено. Дедуктивная форма прогноза, опирающаяся на мировой опыт нефтегазопоисковых работ, позволяет выполнить общую прогнозную оценку бассейна с использованием ряда формализованных показателей до достижения необходимого уровня его геолого-геофизической изученности и является, таким образом, предваряющей по отношению к традиционной индуктивной форме.

Конкретный методический способ прогноза на бассейновом уровне основан на предположении, что структура локализации еще не разведанной части ресурсов УВ в месторождениях и распределение последних по НГБ не будут ни принципиально, ни существенно отличаться от таковых для разведанной части ресурсов УВ. В связи с этим применяемый метод прогноза определен нами как "метод аналогового структурирования запасов (ресурсов) по классам крупности и фазовым типам месторождений". Дедуктивная форма прогноза предполагает использование приемов аналогии и экстраполяции, что в свою очередь требует формализации сложно организованной планетарной системы НГБ и абстрагирования от ее геологического содержания [4].

А. Система показателей нефтегазоносности. Показатели нефтегазоносности позволяют формализовать и количественно оценивать связь между 1) выявленными запасами УВ, 2) месторождениями, в которых эти запасы локализованы и 3) НГБ, вмещающими эти месторождения. В этой триаде (запасы-месторождения-НГБ) первые два элемента формализованы по определению, а оптимальным способом формализации последнего может быть использование его двух основных параметров - площади и положения на профиле "континент - океан".

В качестве связующих показателей используются следующие: абсолютная (наличие или отсутствие месторождений-гигантов, их число) и относительная (площадь вмещающих НГБ, приходящаяся на одно месторождение-гигант) продуктивность НГБ; структура запасов НГБ по классам крупности месторождений; уровень концентрации запасов НГБ на самых крупных месторождениях; фазовая структура запасов НГБ, выражаемая соотношениями нефть/газ.

Значения связующих показателей устойчиво коррелируются с параметрами вмещающих НГБ. Прогнозная оценка потенциальных НГБ (ПНГБ) - это, по существу, решение обратной задачи: по значениям параметров оцениваемых бассейнов определяются наиболее вероятные значения связующих показателей нефтегазоносности.

Б. Система способов структурирования планетарного сообщества НГБ. Пространственные сообщества объединяют НГБ, связанные общностью положения в глобальной системе "континент -океан". Выделяются сообщества планетарного, регионального и субрегионального уровней. На последнем выделяются 33 пространственных сообщества НГБ, определяемых неповторяющимися сочетаниями континентов и океанов; в 30 из них выявлены месторождения-гиганты. Все выделенные сообщества характеризуются индивидуальными значениями единой системы показателей нефтегазоносности.

Признаковые сообщества объединяют НГБ, связанные общностью значений какого-либо признака. В качестве основных признаков НГБ рассматриваются: месторождения-гиганты {их наличие, число, фазовые типы); площадь НГБ; положение НГБ на профиле "континент - океан"; фазовая структура запасов НГБ. Значения основных признаков характеризуются устойчивой корреляцией между собой.

Типовые сообщества объединяют НГБ, связанные общностью нескольких признаков. Интеграцией двух основных признаков НГБ - площади (4 класса) и положения на профиле "континент - океан" {5 групп) - определяются 20 типовых сообществ НГБ, в 16 из которых выявлены месторождения-гиганты. Последние сообщества отличаются числом месторождений-гигантов и значениями вероятности их выявления (от 4 до 100 % для класса мегабассейнов).

В. Система типов нефте- и газоматеринских свит. В основе типизации - набор количественных показателей, обусловивших выделение четырех типов нефтематеринских свит, отличающихся значениями концентрации Сорг, водородного индекса, биомаркеров, содержания серы, и четырех типов газоматеринских свит, отличающихся стадиями катагенеза, составом газа, изотопным составом углерода/метана (Григоренко Ю.Н., Соболев B.C., 1999). Каждый выделенный тип материнских свит обеспечивает определенный запас УВ, %; нефть, тип I - 70, тип II - 25, тип III -4, тип IV - 1; газ, тип Г - 45, тип В -35, тип Б - 10, тип А - 10.

Исследование материнских свит в тех 68 НГБ, где были выявлены месторождения-гиганты, показывает, что их типы и сочетания типов устойчиво коррелируются с числом и фазовыми типами месторождений-гигантов. Эта зависимость дает основание для решения обратной задачи: прогноз гигантов в соответствии с типами и сочетаниями типов материнских свит в оцениваемых бассейнах. Подобный вид задач получил название проблем "черного ящика" [4]. В качестве "черного ящика" условно рассматривается осадочный бассейн вне зависимости от степени его разведанности: на "входе" - Сорг в виде материнских свит разных типов; на "выходе" - УВ в виде месторождений разного фазового состава и крупности. На уровне бассейновой оценки особенности внутреннего устройства "черного ящика" не имеют значения, поскольку известна зависимость между "входом" и "выходом", которая, как и сами условия "входа", контролируется только внешними параметрами осадочного бассейна (площадью и положением на профиле "континент - океан") и его принадлежностью к определенному пространственному сообществу НГБ. Несмотря на формализованный вид, эта зависимость имеет историко-геологическую природу, так как и месторождения УВ, и границы осадочного бассейна, и их пространственное положение в современной геодинамической системе "континент + океан" являются результатом единого и многообразного процесса преобразования исходных бассейнов осадконакопления.

Практически для любого осадочного бассейна могут быть установлены естественные геологические границы, определяющие его площадь, соотношение территории и акватории. Каждый осадочный бассейн является элементом одного из пространственных, типовых и признаковых сообществ НГБ, отличающихся не только значениями показателей нефтегазоносности, но и характером ее изменения при переходе "суша - море" ("континент - океан"). Для большинства осадочных бассейнов достоверно установлены или достаточно уверенно прогнозируются типы нефте- и газоматеринских свит. Эти особенности выявляются на ранних стадиях изучения осадочных бассейнов и могут служить основой для сравнительной и сопоставимой оценки неравномерно и слабо разведанных бассейнов вне зависимости от различий в степени их разведанности. Разнообразие независимых способов оценки обусловливает ее полноценность и контролируемость результатов, а объективность обеспечивается реальным опытом мировых нефтегазопоисковых работ, лежащим в ее основе.

Основные способы прогноза крупнейших месторождений УВ на бассейновом уровне - это способы пространственных сообществ; типовых сообществ; признаковых сообществ; нефтегазоносных аналогов; экстраполяции "суша - море"; реальных открытий; прогнозных ресурсов.

Совокупность этих способов позволяет оценить сравнительную вероятность выявления крупнейших месторождений УВ, их ожидаемое число, максимальную величину и фазовую структуру их запасов. Реальные значения этих показателей в планетарном сообществе НГБ исследовались для класса месторождений-гигантов, но они могут быть использованы с соответствующими поправками и для прогноза месторождений предшествующего класса крупных месторождений (30-100 млн. т усл. топлива). Подобная экстраполяция основана на знании соотношения числа месторождений этих двух смежных классов крупности, которое для планетарного сообщества НГБ составляет 1:3 [3]. Примерно две трети крупных месторождений открыто в тех же 68 НГБ, где выявлены месторождения-гиганты, а одна треть - в сопоставимом числе НГБ, где они являются и самыми крупными.

Прогнозная оценка на бассейновом уровне ориентирована на усредненные условия нефтегазонакопления. Соотношение ее с результатами геолого-геофизических работ в оцениваемом осадочном бассейне и реальными открытиями, если таковые имеются, позволяет, с одной стороны, скорректировать предваряющую оценку, если есть серьезные основания предполагать существенные отличия условий нефтегазонакопления в оцениваемом бассейне от средних, а с другой стороны, внести соответствующие изменения в организацию нефтегазопоисковых работ и прогнозную ресурсную оценку. В случае несоответствия результатов предваряющей оценки и первых открытий необходимо выяснить природу этого несоответствия: является ли оно реальным вследствие нестандартности условий нефтегазонакопления либо кажущимся в силу предвзятой методики нефтегазопоисковых работ.

Скорректированные результаты предваряющей бассейновой оценки служат ориентиром и основанием для оценки внутрибассейнового уровня с использованием традиционного набора показателей и критериев нефтегазоносности: тектонических, литологических, палеогеографических и пр. Внутрибассейновая оценка способствует уточнению и детализации результатов предваряющей оценки с их привязкой к геологической структуре бассейна, выделением районов (зон), где выявление ожидаемых месторождений-гигантов наиболее вероятно.

Использование предлагаемой концепции прогноза крупнейших месторождений УВ применительно к Арктическому шельфу России происходит по трем направлениям.

1. Выделение НГБ и ПНГБ в их естественных геологических границах (безотносительно государственных, географических и прочих границ), их типизация в соответствии с площадью, соотношением территорий и акваторий. Речь может идти не об оценке акваторий Баренцева, Карского и других морей, а об оценке российских частей Тимано-Печоро-Баренцевоморского и Арктического Азиатско-Американского мегабассейнов, Южно-Чукотского ПНГБ, экваториальной части Западно-Сибирско-Карскоморского мегабассейна и Лаптевоморского ПНГБ, т.е. пяти осадочных бассейнов, занимающих весь Арктический шельф и сопредельные территории Северной Евразии.

2. Сравнительная оценка арктических НГБ и ПНГБ с точки зрения возможности выявления крупнейших месторождений УВ. Для всех трех указанных мегабассейнов 100%-я вероятность выявления месторождений-гигантов подтверждена реальными открытиями; вопросами прогнозной оценки являются ожидаемое число месторождений-гигантов, максимальная величина и фазовая структура их запасов, количество и фазовая структура запасов крупных месторождений. Для площадей двух рассматриваемых ПНГБ класса 100-300 тыс.км2 прежде всего оценивается вероятность выявления гигантских и крупных месторождений, их максимальные запасы и фазовый состав. Ориентиром могут служить соотношения числа крупных и гигантских месторождений УВ в НГБ Северной Европы (Североморский и Тимано-Печорский), Северной Азии (Западно-и Восточносибирские), Северной Америки (арктическая окраина), равные соответственно 2,2; 1,0; 2,0.

3. Индивидуальная оценка арктических НГБ и ПНГБ. Тимано-Печоро-Баренцевоморский мегабассейн. Объективная оценка его акватории осложнена двумя обстоятельствами: 1) традиционным восприятием единого осадочного мегабассейна как трех отдельных НГБ - норвежский сектор Баренцева моря, российский сектор Баренцева моря, Тимано-Печорский; 2) открытием в первых двух пяти газовых гигантов.

Обособление мегабассейна в естественных геологических границах позволяет соотнести его с сообществом 15 НГБ, площадь которых превышает 1000 тыс.км2, а его окраинное положение и уровень разведанности - с сообществом девяти достаточно хорошо разведанных окраинных мегабассейнов. Суммарная площадь последних составляет 33 % площади всех НГБ мира, но в них выявлено 62 % всех месторождений-гигантов; значение площади НГБ, приходящейся на одно месторождение-гигант (Sмг), составляет для них 55 тыс. км2 (относительная продуктивность). Уровень абсолютной продуктивности позволяет соотнести оцениваемый мегабассейн с сообществом восьми НГБ, в которых открыто не менее пяти газовых гигантов (Sмг = 46 тыс. км2). Он является элементом трех пространственных сообществ: НГБ северной окраины Европы - Североморский (Sмг = 25 тыс. км2, или 37 тыс. км2 вместе с наземной частью), Норвежскоморский (Sмг = 47 тыс. км2), Тимано-Печорский (Sмг = 40 тыс. км2 для наземной части); НГБ восточной окраины Европы - Волго-Уральский (Sмг = 54 тыс. км2), Прикаспийский (Sмг = 83 тыс. км2); пока немногочисленных НГБ континентальных окраин Северного Ледовитого океана. Безусловно, прогноз заданной части мегабассейна будет менее достоверным, нежели мегабассейна в целом; тем не менее перекрестная оценка независимыми способами заданной части Баренцева моря площадью 727 тыс. км2 позволяет рассчитывать на открытие здесь 13-18 месторождений-гигантов, из которых не менее половины могут быть нефтяными, самое крупное будет уникальным.

Западно-Сибирско-Карскоморский мегабассейн. Если оценивать площадь подводного продолжения уникального по абсолютной и относительной (Sмг = 20 тыс. км2) продуктивности НГБ Западной Сибири средним типовым {для прибрежно-морских мегабассейнов с долей акваторий до 40 %) значением Sмг = 48 тыс. км2, то ожидаемое число месторождений-гигантов на площади 482 тыс. км2 составит 10. Поскольку для южных (пассивных индийской и средиземноморской) окраин Азии переход "суша - море" характеризуется увеличением степени нефтеносности, то нет серьезных оснований полагать, что на северной пассивной окраине Азии аналогичный переход будет связан с существенным изменением соотношения числа нефтяных и газовых гигантов (0,89 для наземной части) в пользу последних. Поэтому открытие в Карском море четырех-пяти нефтяных гигантов с уникальными для самого крупного запасами вполне реально.

Арктический Азиатско-Американский мегабассейн занимает акватории Восточно-Сибирского, северной части Чукотского, Бофорта морей и сопредельные территории Северной Азии и Северной Америки, объединяя Восточно-Арктическую потенциальную НГП и НГБ Арктического склона Аляски. Фактическим признанием их общности явилась переоценка прогнозных ресурсов Чукотского моря в 1984 г. в сторону их почти двукратного увеличения при повышении удельной плотности геологических ресурсов с 11,3 до 21,3 тыс. т/км2 и одновременном изменении соотношения ресурсов нефти и газа с 1:1 до 3:1 на основании крупных открытий, сделанных на Аляске. Этот мегабассейн относится к категории межконтинентальных - наиболее продуктивных в силу разнообразия условий нефтегазонакопления. На его оцениваемой части площадью 767 тыс. км2 при Sмг ~ 116 тыс. км2 (НГБ Арктического склона Аляски) можно ожидать открытие шести-семи гигантов; при среднем типовом значении Sмг = 55 тыс. км2 - 13-14 гигантов, примерно половина из которых могут быть нефтяными с вполне вероятными уникальными запасами самого крупного из них.

Лаптевоморский ПНГБ. В силу уникальной геоструктурной позиции на сопряжении продолжения срединно-океанического хребта погруженного края кратона Лено-Тунгусского мегабассейна и мезозоид, определяющей редкое разнообразие условий нефтегазообразования, дополняемое мощными дельтогенными комплексами, вероятность выявления в нем месторождений-гигантов может быть оценена гораздо выше типовой, т.е. как вполне реальная. При Sмг = 130 тыс. км2 (сопряженный Енисей-Хатангский НГБ) или Sмг = 120 тыс. км2 (НГБ арктической окраины Северной Америки) на площади 227 тыс. км2 вероятно открытие одного-двух гигантов, в том числе нефтяного, что подкрепляется тремя нефтепроявлениями на побережье.

Южно-Чукотский ПНГБ. Ограниченная площадь (134 тыс. км2 в российской части), ненамного превосходящая пороговую для класса 100-300 тыс. км2, 100%-я доля акваторий, ограниченный стратиграфический диапазон осадочного чехла делают вероятность выявления в нем месторождений-гигантов, и без того невысокую, ниже типовой. Более реально ожидание здесь самого крупного месторождения класса 30-100 млн. т усл. топлива.

1. Карта нефтегазоносности мира (масштаб 1:15 000 000). Объяснительная записка / Науч. ред.: В.И. Высоцкий, Е.И. Исаев, К.А. Клещев и др. - М.: ВНИИзарубежгеология, 1994.
2. Перродон А. История крупных открытий нефти и газа. - М.: Мир,1994.
3. Хобот М.Р. Распределение открытых нефтяных и газовых месторождений в регионах и странах мира по величине их запасов // Экспресс-информ. /ВНИИОЭНГ. Сер. "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений" : Зарубеж. опыт. - 1994. ~ Вып. 1. -С. 6-15: Реф. по Ivanhoe L.F., Leckie G.G. Global oil, gas fields, sizes tablied, analyzed // Oil & Gaz J. - 1993. - Vol.91, № 7. - P. 87-97.
4. Философский словарь / Под ред. И.Т. Фролова. - М.: Политиздат,1981.

An experience of the North Sea development shows that prediction of the largest hydrocarbon fields in the extensive poorly studied marine basins needs systematic approach, based on the world practice of petroleum prospecting works. The systematic approach is all the more necessary for the assessment of extensive and poorly studied Arctic shelf of Russia