В пределах Арктического пояса окраинно-континентальных платформ Евразии как нигде в мире развиты многочисленные бассейны, сосредоточившие колоссальный суммарный объем осадочных образований практически всего фанерозоя. Эти бассейны обладают огромным УВ-потенциалом. Среди осадочных бассейнов Арктического шельфа России наиболее изучены геолого-геофизическими методами бассейны западного сектора, относящиеся к южным областям Баренцева и Карского морей. Сейсмическими работами здесь выявлено свыше 140 в различной степени перспективных на УВ-сырье локальных объектов; пробурено свыше 50 глубоких морских скважин. Ряд скважин параметрического и разведочного бурения пройден на островах (о-в Колгуев - Печорское море; о-ва Белый и Свердруп - Карское море). В результате геолого-разведочных работ открыт целый ряд месторождений УВ, в том числе несколько гигантских по запасам.

Как первые открытия, так и данные о том, что указанные бассейны лежат на подводном продолжении крупнейших нефтегазоносных провинций мира - Тимано-Печорской и Западно-Сибирской, свидетельствуют, что нефтегазовый потенциал этого уникального региона еще только начинает раскрываться.

Следует заметить, что в норвежской части Баренцева моря известны две группы небольших месторождений, пространственно связанных с пограничными зонами бассейнов Хаммерфест и Нордкап. Залежи в основном газовые, открыты в резервуарах преимущественно юрских, верхнетриасовых и в незначительной степени нижнемеловых отложений. При этом на месторождения Сновит и Аскеллад приходится половина открытых здесь газовых ресурсов (Spenser A.M., Birkeland О., Koch J.-O., 1993), причем первое включает и небольшую нефтяную залежь. Нефтеносность (непромышленная) палеозойских (верхнепермских) отложений установлена также на Финмаркенской платформе, в 50 км к северу от мыса Нордкап.

Приведем характеристику геологического строения практически всех известных месторождений нефти и газа западной части шельфа Российской Арктики, а также некоторые результаты исследований, касающиеся закономерностей их размещения.

На западной части шельфа Российской Арктики открыто 15 различных по запасам месторождений УВ ( рис. 1 ). Месторождения принадлежат трем осадочным бассейнам: морскому продолжению Тимано-Печорского, Южно-Баренцевскому и Южно-Карскому. Бассейны различаются как по особенностям строения, генезису, истории и динамике развития, так и по характеру распределения, структурно-тектонической и стратиграфической приуроченности месторождений. Вместе с тем в современном тектоническом плане отмечается тесная сопряженность этих трех структур земной коры.

Исходя из особенностей строения, тектонической позиции и геодинамической эволюции рассматриваемые бассейны Западно-Арктического шельфа можно отнести к окраинно-континентальным рифтогенным. Их возникновение и развитие связаны с неоднократно проявлявшимися этапами растяжения земной коры.

Тимано-Печорский бассейн был сформирован на древней пассивной окраине. На его современном морском продолжении с некоторым поперечным смещением выделяются два крупных авлакогена: наиболее значимые - Печоро-Колвинский и Западно-Колгуевский, открывающиеся в Южно-Баренцевский бассейн. Этот бассейн как на суше, так и в пределах шельфа развит на коре со всеми признаками континентального типа.

Южную часть Восточно-Баренцевского мегапрогиба, ограниченную с севера Лудловским поднятием (перемычкой), традиционно выделяют в самостоятельный Южно-Баренцевский бассейн (хотя таковым он стал только в юрское время). Он расположен в сложном тектоническом узле, сопрягаясь с "боковыми" палеорифтами - Варангерским и Печороморскими (Западно-Колгуевским и Печоро-Колвинским) - и Кармакульским прогибом, разделяющим орогенную структуру Новой Земли. Восточный борт бассейна осложнен сублинейными взбросонадвиговыми структурами и надвиговыми чешуями. Земная кора бассейна имеет неоднородно утоненный рифтогенный характер.

Южно-Карский бассейн расположен на продолжении Западно-Сибирской рифтовой системы и его современный облик с редуцированной земной корой сформирован не без участия структур Южного Таймыра и Енисей-Хатангского прогиба.

На экваториальном (Печороморском) продолжении Тимано-Печорского бассейна известно семь месторождений: морские - Приразломное, Северо-Гуляевское, Поморское, Варандей-море и Медын-море, а на о-ве Колгуев - Песчаноозерское и Ижимка-Таркское. Разрез чехла, как и на суше, представлен шестью нефтегазоносными комплексами (снизу вверх): ордовик-нижнедевонским - терригенно-карбонатным, среднедевон-нижнефранским - терригенным, верхнедевон-турнейским - карбонатным, каменноугольно-нижнепермским - карбонатным, верхнепермским и триасовым - терригенными. Продуктивность на Печорском шельфе установлена в трех верхних комплексах. Нефтематеринскими породами считаются здесь главным образом франские битуминозные отложения (доманик).

Приразломное нефтяное месторождение ( рис. 2 ) расположено в юго-восточной части Печорского моря на продолжении Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Ловушка представляет собой поднятие асимметричного профиля, ограниченное с юго-запада взбросом. Две залежи нефти приурочены к пермско-каменноугольным отложениям и по типу относятся к массивным. Коллекторами являются кавернозно-пористые рифовые известняки. Региональным флюидоупором служат глинистые отложения артинско-кунгурского возраста. Залежи содержат тяжелую нефть с высокой концентрацией серы. По запасам месторождение относится к крупным.

Северо-Гуляевское нефтегазовое месторождение ( рис. 3 ) находится в 50 км к западу от Приразломного в пределах Гуляевского вала. Структурный облик и генезис ловушки аналогичны таковым вышеописанной. На месторождении открыто две залежи: в терригенных отложениях верхней перми - нефтяная, а в карбонатах нижней перми - газоконденсатная. В первом случае коллектором являются мелкозернистые песчаники с пропластками алевролитов и аргиллитов, а покрышка представлена 40-м толщей нижнетриасовых крепких аргиллитов. По типу залежь - пластово-сводовая, по запасам - крупная. Нефть тяжелая, сернистая. Во втором случае газоконденсатная залежь (содержание конденсата невелико) приурочена к мелкокристаллическим массивным пористым известнякам. Залежь массивная, по запасам - крупная. Покрышкой для нижнепермской залежи, как и на Приразломном месторождении, служит толща артинско-кунгурских алевритистых аргиллитов мощностью до 200 м.

Поморское газоконденсатное месторождение ( рис. 4 ) расположено в пределах Колвинского мегавала в 100 км к западу от Северо-Гуляевского. Антиклинальная ловушка представляет собой узкую, вытянутую асимметричную складку с более крутым юго-западным крылом, осложненным взбросом северо-западного простирания. Последний в свою очередь сечется сдвиговыми нарушениями субширотного простирания.

Залежь конденсатсодержащего газа открыта в ассельско-сакмарских отложениях нижней перми и относится к массивному типу. По запасам классифицируется как средняя. Коллектор представлен пористыми органогенно-детритовыми известняками. Покрышкой, как и в предыдущих случаях, является достаточно мощная (свыше 450 м) толща артинско-кунгурских аргиллитов.

Песчаноозерское нефтегазоконденсатное месторождение ( рис. 5 ) расположено на восточной окраине о-ва Колгуев и приурочено к Песчаноозерскому поднятию. Месторождение имеет сложное строение. Залежи УВ локализуются в литологически ограниченных различной конфигурации линзах граувакковых песчаников чаркобожской свиты нижнего триаса. Значения открытой пористости в них достигают 24 %. Геолого-геофизическими работами установлена принадлежность этих песчаников к руслам палеоречных систем [1]. В этой связи месторождение относится к структурно-литологическому типу, где скопления УВ контролируются структурным и литологическим ("шнурковые" и линзовидные песчаные тела) факторами. Залежи газа, газоконденсата и нефти имеют незначительные запасы. Нефти по составу очень легкие, приближающиеся по свойствам к конденсатам.

Ижимка-Таркское (Таркское) нефтяное месторождение, связанное с антиклинальной складкой, находится в 30 км юго-западнее Песчаноозерского. Как и в последнем случае, продуктивными отложениями являются песчаники чаркобожской свиты нижнего триаса, в которых вскрыты две залежи нефти. Песчаники выдержаны по простиранию и характеризуются высокими коллекторскими свойствами. Нефти по качеству близки песчаноозерским, но имеют несколько большую плотность. По запасам залежи относятся к средним.

Здесь открыто пять месторождений: Мурманское, Северо-Кильдинское, Штокмановское, Ледовое и Лудловское. Первые два расположены по юго-западной, а остальные - по северной периферии бассейна, в пределах бортовых или прибортовых зон. Продуктивными являются триасовые и юрские комплексы, нефтематеринскими - отложения пермо-триаса.

Мурманское газовое месторождение ( рис. 6 ) приурочено к локальному структурному поднятию, сформированному над системой нарушений юго-западного борта бассейна. Месторождение имеет сложное многопластовое строение. Всего выделено около 20 продуктивных пластов песчаников ранне-среднетриасового возраста. Все выявленные залежи литологически экранированы, причем большинство из них выклиниваются в сводовой части структурного поднятия. Газ по составу метановый с низким содержанием неуглеводородных компонентов. По запасам месторождение относится к крупным.

Северо-Кидьдинское газовое месторождение находится на западном борту бассейна в пределах склона сводово-блокового поднятия Федынского. Залежь газа открыта в нижнетриасовых отложениях и относится к пластовому типу. Как и на Мурманском месторождении, коллекторы представлены разнозернистыми песчаниками средней сортированности с прослоями алевролитов и аргиллитов. Открытая пористость изменяется от 11 до 21 %. Состав газа аналогичен таковому Мурманского месторождения. Запасы месторождения оценены как средние.

Штокмановское газоконденсатное месторождение ( рис. 7 ) расположено в северо-западной окраинной части бассейна в пределах прибортовой террасы. Формирование громадной по площади и изометричной в плане структурной ловушки обусловлено активизацией тектономагматических процессов (Шипилов Э.В., Юнов А.Ю., 1995).

Четыре газовые залежи с незначительным содержанием конденсата открыты в верхне-среднеюрских отложениях и относятся к пластовым сводовым. Коллекторами являются мелкозернистые алевритистые песчаники, иногда с прослоями песчанистых алевролитов с достаточно высокими фильтрационно-емкостными свойствами, которые улучшаются снизу вверх. Региональным флюидоупором как для всего юрского продуктивного комплекса, так и для верхней залежи месторождения служат глинистые образования позднеюрско-раннемелового возраста. К нижней части последних на сейсмических разрезах приурочен опорный отражающий горизонт В. Строение месторождения осложнено рядом незначительных нарушений. По запасам оно относится к уникальным.

Ледовое газоконденсатное месторождение расположено в 70 км северо-восточнее Штокмановского и приурочено к весьма крупной по площади структуре. Юго-западная и северовосточная периклинали складки разбиты серией нарушений северо-западного простирания. Основные залежи газа сосредоточены преимущественно в среднеюрских отложениях. Содержание конденсата незначительно. Месторождение многозалежное, залежи пластовые сводовые, тектонически-экранированные. По предварительным оценкам месторождение относится к уникальным.

Лудловское газоконденсатное месторождение расположено в 50 км севернее Ледового, в пределах поднятия (Лудловского), ограничивающего Южно-Баренцевский бассейн. Крупная изометричная складка, с которой связано месторождение, осложнена серией тектонических нарушений северо-западного простирания. Ее генезис так же, как и двух предыдущих структур, обусловлен сложным сочетанием фаз тектонической и магматической активизации (Шипилов Э.В., Юнов А.Ю., 1995), в результате чего возникла и сама Лудловская перемычка. Продуктивными являются комплексы, аналогичные вышеописанным. Открытые залежи относятся к комбинированным: пластовые сводовые, тектонически и, возможно, литологически экранированные. По запасам месторождение классифицируется как крупное. Сравнивая строение трех последних месторождений, можно заметить, что в северном направлении происходит усложнение их строения за счет тектонической нарушенности. В этой связи наблюдается не только усложнение строения самих залежей (экранирование нарушениями, замещение коллекторов слабопроницаемыми породами), но и ухудшение качества регионального верхнеюрско-мелового флюидоупора.

Бассейн характеризуется доказанной газоносностью неоком-аптского (Русановское месторождение) и альб-сеноманского (Ленинградское месторождение) комплексов. Нижнемеловые отложения могут быть и нефтеносными, о чем свидетельствуют результаты бурения на о-ве Белый: помимо газоконденсата здесь была получена и нефть (танопчинская свита) [2]. Кроме того, можно считать частично подтвержденной и продуктивность юрского комплекса, в отложениях которого на прибрежно-морском Харасавейском месторождении открыта залежь газоконденсата. Материнскими породами являются юрские битуминозные глины (бажениты) и меловые угленосные отложения.

В тектоническом отношении месторождения Южно-Карского бассейна тяготеют к его центральной части. Антиклинальные ловушки развиты над горстовыми поднятиями фундамента, оконтуренными узкими и глубокими рифтовыми структурами.

Ленинградское газоконденсатное месторождение открыто в альб-сеноманских отложениях, коллекторы которых представлены слаболитифицированными, преимущественно алевритистыми песчаниками с высокой пористостью (более 20 %) и низкой и средней проницаемостью. Пласты-коллекторы выдержаны по мощности. Региональной покрышкой этого комплекса является более чем 500-м толща глин турон-палеогенового возраста. Нижезалегающий неоком-аптский комплекс, также оказавшийся продуктивным, отделен от вышележащего комплекса 100-м покрышкой альбского возраста. Месторождение является многозалежным (свыше 10), залежи пластовые сводовые. Газ по составу сухой, метановый (от 91 до 99 %). Конденсат присутствует лишь в аптских отложениях. По предварительным оценкам месторождение относится к уникальным.

Русановское газоконденсатное месторождение ( рис. 8 ) расположено в 70 км севернее Ленинградского. Оно открыто в терригенных отложениях танопчинской свиты неоком-аптского комплекса. Месторождение содержит семь залежей конденсатсодержащего газа. Пласты-коллекторы представлены преимущественно мелкозернистыми алевритистыми песчаниками с прослоями алевролитов и глин и характеризуются пространственной неоднородностью и плохими фильтрационно-емкостными свойствами. Промежуточными покрышками между залежами являются плотные крепкие аргиллиты. Региональным флюидоупором для всего комплекса служат глинистые альбские образования (яронгская свита) мощностью около 100 м. Газ по составу метановый, содержание конденсата незначительно. Залежи пластовые сводовые. По запасам месторождение относится к уникальным.

Белоостровское газоконденсатнонефтяное месторождение приурочено к одноименному поднятию (по отражающим горизонтам юры и мела), расположенному в северо-западной части о-ва Белый.

Продуктивны терригенные отложения готерив-барремской части разреза танопчинской свиты (возрастной аналог тамбейской свиты п-ова Ямал). Региональной покрышкой, как и в вышерассмотренном случае, для всего готерив-аптского нефтегазоносного комплекса являются глинистые отложения яронгской свиты. При этом в самых ее низах, на границе с ахской свитой, из двух пластов получены небольшие притоки малосернистой нефти средней плотности, а несколько выше - фонтанный приток газоконденсата {86,6 тыс. м³/сут на 10-мм штуцере) [2]. Запасы месторождения не оценивались.

Несмотря на недостаточный (по сравнению с таковым прилегающих континентальных нефтегазоносных бассейнов) уровень геолого-геофизической изученности рассматриваемых бассейнов(особенно в отношении бурения), имеющиеся данные по ним все же позволяют отметить некоторые характерные черты в региональном распределении и приуроченности месторождений УВ.

Как видно из описания месторождений, мезозойские отложения играют важную, но вместе с тем и специфическую роль в размещении скоплений УВ ( рис. 9 ). Если на суше триасовый комплекс содержит как нефтяные, так и газовые месторождения (Тимано-Печорский бассейн), то в пределах морей (Печорское, Баренцево) он характеризуется преимущественной газоносностью. Юрские комплексы, перспективные в Западно-Сибирском бассейне как на нефть, так и на газ, являются существенно газоконденсатсодержащими на Ямале (при переходе к Южно-Карскому бассейну) и в Южно-Баренцевском бассейне. В меловых отложениях Южно-Карского бассейна открыты уникальные месторождения газа, тогда как в таких же отложениях Южно-Баренцевского не отмечается признаков наличия даже мелких месторождений. Что касается нефтеносности, то она в подавляющем большинстве связана с палеозойскими толщами - как в пределах сухопутной части Тимано-Печорского бассейна, так и на его подводном продолжении.

Материалы морских геолого-геофизических работ (Федоровский Ю.Ф., Борисов А.В., 1994; [3, 4]) свидетельствуют о большом разнообразии структурных и литологических условий, благоприятных для скопления УВ, в полосе развития палеозойских образований всего южного обрамления Южно-Баренцевского бассейна (область Центрально-Баренцевских поднятий - Кольская моноклиналь - Печорская плита). Прежде всего следует отметить наличие рифовых построек и массивов, соленосных отложений, зон выклинивания и клиноформных тел. В этом отношении изучение палеозойских отложений в достижимых для глубокого бурения районах является одним из наиболее перспективных направлений обнаружения нефтяных месторождений, что особенно актуально для Кольского шельфа, прилегающего к Мурманской области [3].

Подводному продолжению Тимано-Печорского бассейна свойственны те же особенности в размещении месторождений, что и для прибрежной полосы суши, исследованной довольно всесторонне (Дедеев В.А. и др., 1988). Выявленные на шельфе структуры сгруппированы в цепочки и приурочены к асимметричным инверсионным и приразломным валам и складкам северо-западного простирания. Эта особенность тектонической приуроченности подтверждается открытием в последнее время новых нефтяных месторождений - Варандей-море и Медын-море, связанных с карбонатами палеозойского возраста ( рис. 10 ).

В Южно-Карском бассейне к настоящему времени пробурены четыре морские скважины. Поэтому пока не представляется возможным объективно судить о пространственных закономерностях условий нефтегазоносности и распределения месторождений УВ. Тем не менее результаты геолого-геофизических работ на шельфе и о-ве Белый дают основание для некоторых, возможно, частных выводов.

Месторождения бассейна расположены над горстовидными блоками фундамента (или над их склонами), оконтуренными рифтогенными трогами (Шипилов Э.В., 1997). Это в определенной степени согласуется с распределением месторождений на севере Западно-Сибирской провинции, где основные скопления УВ связаны преимущественно с крупными и протяженными межрифтовыми валообразными поднятиями фундамента (Сурков B.C. и др., 1982), характеризующимися региональными отрицательными или пониженными значениями аномалий Буге.

Для рассмотренных антиклинальных ловушек УВ можно отметить ряд общих черт строения: они имеют значительную площадь; осложнены несколькими куполами; их размеры и амплитуда нарастают вверх по разрезу; месторождения, как правило, многозалежные; залежи могут быть как пластовыми, так и литологически экранированными. При этом в разрезе сеномана газовые залежи приурочены к его верхней части и число их незначительно, в разрезе альба распределение залежей носит более равномерный характер. В неоком-аптском комплексе число залежей возрастает и они распределены по всему разрезу, а в самых низах (валанжин - готерив) могут присутствовать залежи нефти.

Следует заметить, что близкий, если не аналогичный характер распределения залежей по разрезу осадочного чехла присущ расположенным неподалеку месторождениям Ямальской нефтегазоносной области (Строганов Л.В., 1990).

Непосредственно в Южно-Баренцевском бассейне открытые газоконденсатные и газовые месторождения (Мурманское, Северо-Кильдинское, Штокмановское, Ледовое, Лудловское), связанные с триасовыми и юрскими отложениями, тяготеют к его периферийным и пограничным зонам.

Учитывая специфический стиль геодинамической эволюции бассейна, обусловивший не только накопление отложений широкого стратиграфического диапазона и огромной суммарной мощности (2-20-км), но и соответствующий бассейнам этого типа флюидодинамический режим (Хаин В.Е., Соколов Б.А., 1994), необходимо отметить, что на перераспределении скоплений УВ в ходе его развития не мог не сказаться фактор мощного литостатического давления. Последний обеспечил отжим и миграцию флюидов из областей бассейна с избыточным давлением в области разуплотнения и разгрузки, в частности в периферийные бортовые и прибортовые зоны, где при благоприятных сочетаниях структурных и неструктурных, экранирующих, емкостных (Шипилов Э.В., Боголепов А.К., 1997; [3]) и других условий формировались месторождения УВ.

В качестве геотектонического примера, иллюстрирующего аналогичное - периферийное в плане - распределение месторождений УВ в близких по параметрам строения земной коры глубочайших и обширных изометричных депрессиях, можно привести такой крупнейший нефтегазоносный бассейн как Прикаспийская впадина.

Результаты изучения структуры осадочного чехла, глубинного строения земной коры и истории развития бассейнов (Шипилов Э.В., Юнов А.Ю., Моссур А.П., 1990; Shipilov Ed.V., 1995; Богданов Н.А., Хаин В.Е., Шипилов Э.В., 1997; Коротаев М.В., Никишин A.M., Шипилов Э.В. и др., 1998; Шипилов Э.В., Боголепов А.К., Беденко В.В., 1998; Шипилов Э.В., 1999; [3, 5]) позволяют отметить характерные связи между размещением месторождений УВ и геодинамикой региона.

Если рассматривать локализацию месторождений относительно рифтогенной структуры Южно-Баренцевского бассейна ( рис. 11 ), то обнаруживается, что южные - Северо-Кильдинское и Мурманское - расположены на плечах Кольско-Канинского ответвления рифтовой системы, а северные - Штокмановское, Ледовое и Лудловское - тяготеют к осевой зоне Лудловской рифтовой ветви. Вместе с тем первые развиты в отложениях, сформированных в пермско-триасовую эпоху тектонической активизации, а вторые связаны с отложениями юрско-мелового этапа активизации. Не отрицая возможности формирования и подпитки месторождений в более поздние периоды, все же отметим, что такое совпадение, видимо, не случайно и не исключает того, что эти периоды являлись временем наибольшей интенсификации процессов миграции и перераспределения флюидов. В отношении генезиса этих крупнейших структурных ловушек, содержащих месторождения-гиганты северной, или Лудловской, группы, сложились представления как о бескорневых [4]. В одних случаях причиной их формирования называлась специфика условий седиментации, в других - тангенциальное воздействие затухающего фронта надвигообразования со стороны Новоземельского орогена.

Предпринятый авторами более углубленный сейсмостратиграфический и комплексный анализ геолого-геофизических данных позволил по-новому подойти к решению этой проблемы (Шипилов Э.В., Юнов А.Ю., 1995; [3]).

В сейсмостратиграфических комплексах осадочного чехла Вос-точно-Баренцевского мегапрогиба выявлено широкое развитие специфических отражающих горизонтов, геологическая природа которых долгое время была неясной. Благодаря сейсмостратиграфическому анализу и последующему бурению установлена магматическая природа аномальной сейсмической записи, обусловленная интрузиями основного состава (Комарницкий В.М., Шипилов Э.В., 1991). Среди них преобладают пакеты силлов, насыщающие осадочный разрез от мела до верхнего палеозоя, а по площади распространения занимающие практически всю Восточно-Баренцевскую мегадепрессию. В меньшей степени известны дайковые тела, тяготеющие к бортовым зонам рассматриваемого осадочного бассейна (Кольская моноклиналь, Адмиралтейское поднятие, шельф Земли Франца-Иосифа). Авторами было показано, что в геодинамическом отношении эти проявления разновозрастного базитового магматизма непосредственно связаны с процессами растяжения земной коры в этой части Арктической континентальной окраины Евразии, обусловленными неоднократными этапами рифтогенеза.

В пределах поля развития базитового магматизма и, в частности, в области Лудловской перемычки расположен целый ряд локальных антиклинальных поднятий, в том числе значительных по площади и промышленным запасам УВ. Характерными примерами являются крупнейшие антиклинальные поднятия, к которым приурочены такие газоконденсатные месторождения как Ледовое, Лудловское и Штокмановское. Эти антиклинальные поднятия выражены в меловых, юрских и верхнетриасовых отложениях с амплитудами 130-200 м. Они изометричны в плане и по замкнутым изогипсам характеризуются площадью от 500 до 1500 км^:.

Судя по материалам MOB ОГТ, эти антиклинальные поднятия не имеют соответствия в подстилающих доверхнетриасовых отложениях. Опорные отражающие горизонты, относимые к средне-верхнепалеозойскому комплексу, под рассматриваемыми структурами залегают субгоризонтально либо моноклинально. При этом между верхнепалеозойскими и мезозойскими отложениями видимого углового несогласия не зафиксировано. Вместе с тем в сводовых частях рассматриваемых структур наблюдаются следы размыва, имевшего место в конце юры (волжское время) или несколько ранее. Это свидетельствует о том, что к концу юры - началу мела рассматриваемые поднятия, как и сама Лудловская перемычка, уже существовали.

Под Лудловской и Штокмановс-кой структурами пакеты силлов образуют как бы подушкообразные раздувы за счет увеличения числа пластовых тел. Суммарная мощность последних примерно соответствует амплитуде поднятий по кровле юры (волжского яруса).

Условия залегания отдельных силловых тел различны - иногда они согласны с вмещающими породами, чаще несогласны, свидетельствуя о разновозрастности их отдельных генераций. На Лудловской структуре были вскрыты бурением два самых верхних пласта габбро-диабазов. Определение абсолютного возраста показало, что они принадлежат разным генерациям: верхний силл имеет возраст 131-199 млн. лет, а нижний - 159 млн. лет (Комарницкий В.М., Шипилов Э.В.. 1991). Значения абсолютного возраста соответствуют двум крупным регрессивным фазам - батской (159 млн. лет) и поздневолжской - ранненеокомской (131 млн. лет) (Юнов А.Ю., 1991).

В этой связи очевидно, что юрско-меловой этап развития имел определяющее значение в создании условий для размещения скоплений УВ, а следовательно, и нефтегазового потенциала Лудловской группы месторождений. Причиной формирования рассматриваемых антиклинальных структур, к которым приурочены гигантские газоконденсатные месторождения, являлись эндогенные факторы, т.е. внедрения силлов, а также блоковые подвижки коры [3]. Соответственно и возраст формирования антиклинальных ловушек месторождений укладывается в сравнительно узкий временной интервал - среднеюрско-дораннемеловой.

Учитывая изложенное, следует обратить внимание на возможную связь между широким распространением основного магматизма в осадочном чехле Восточно-Баренцевского мегабассейна и фазовым составом УВ в мезозойских отложениях, которые являются газоконденсатсодержащими.

Говоря о геодинамических режимах Баренцево-Карского региона в позднем палеозое и мезозое, надо отметить, что могут быть выделены три основных типа, сочетание или доминирование которых в значительной мере определяет перспективы нефтегазоносности тех или иных тектонических структур. Это режимы сжатия, растяжения или преобладания вертикальных движений.

Области максимальных напряжений позднепалеозойского и мезозойского растяжения сосредоточены в коре над сводовыми и склоновыми частями мантийных диапиров в Южно-Баренцевском и Южно-Карском бассейнах. Они в свою очередь определяют развитие литосферных разломов, сколов и связанных с ними ротационных блоков фундамента, над которыми формируются перспективные структуры в осадочном чехле. Большинство месторождений относятся к крупным и гигантским и расположены в зонах повышенного теплового потока и интенсивного проявления базитового магматизма.

Области преобладающего мезозойского сжатия и блокировки коры с предшествующим средне-позднепалеозойским растяжением (форланд Пайхой-Новоземельского складчато-надвигового пояса в Баренцевом и Печорском морях, в меньшей степени Северный мегавал и Канино-Варангерская зона) соответствуют значительной глубине залегания верхней мантии. Они характеризуются относительно пониженным тепловым потоком и отсутствием мезозойского (основного) магматизма. На первом месте по перспективности стоит Печорская плита с широким спектром нефтегазовых месторождений, на втором - область Западно-Новоземельского шельфа. Значительно меньший потенциал нефти и газа имеют другие области мезозойского сжатия в случае сохранности залежей (наиболее критические факторы здесь, как и в Западно-Новоземельской области, - это наличие покрышек и интенсивная разломная тектоника).

К областям относительно стабильного режима с преобладанием вертикальных движений в позднем палеозое и мезозое относятся Центрально-Баренцевские поднятия, Адмиралтейский вал и др. Вероятней всего, что они имеют небольшой нефтегазовый потенциал, связанный в основном со стратиграфическими ловушками в терригенных отложениях на крыльях сводов и зонами карбонатных платформ с рифогенными постройками.

Существование определенных геодинамических режимов формирования и преобразования коры является необходимым, но, безусловно, не единственным условием для оценки конкретных перспектив нефтегазоносности, которые зависят от целого ряда и других факторов.

Завершая рассмотрение основных черт распределения и приуроченности месторождений УВ, отметим еще одну общую региональную закономерность. При сравнении нефтегазоносности всех трех бассейнов (в направлениях с запада на восток и с юга на север) обнаруживается изменение стратиграфического диапазона установленной продуктивности в сторону омоложения в экваториальных бассейнах при одновременной смене преобладающего состава УВ от нефти до газоконденсата.

Таким образом, в Западно-Арктическом регионе устанавливается достаточно отчетливая связь нефтегазоносности с рифтогенными системами рассмотренных бассейнов, близкая или в некоторых случаях даже аналогичная той, что имеет место в Северном море, а на суше - в Западно-Сибирском и Тимано-Печорском бассейнах. Но вместе с тем имеются и специфические особенности, в частности, обусловленные влиянием основного магматизма на формирование структур осадочного чехла и на фазовое состояние УВ. Однако в конечном счете формирование такого неотъемлемого, но изменяющегося во времени свойства осадочных бассейнов, как УВ-потенциал, определяется становлением геодинамической системы самого бассейна.

1. Геологическое строение и условия формирования Песчаноозерского газоконденсатно-нефтяного месторождения / Л.В. Куранова, Н.Н. Косенкова, Л.А. Плехоткина, В.С. Мельников // Нефть и газ в Баренцевском регионе: Докл. 2-го междунар. Баренцевского симпозиума. - Киркенес, 1994.
2. Десятков В.М., Рапопорт Б.И. Результаты геолого-разведочных работ на нефть и газ на островах Арктического бассейна // Перспективы нефтегазоносности Баренцева и Карского морей и прилегающей суши; Тез. Междунар. конф. - Мурманск: НИИморгеофизика. - Трондхейм, Норвегия, Институт континентального шельфа. - 1992. - С. В7.
3. Мурзин P.P. Южно-Баренцевская впадина - геологическое строение по результатам геофизических исследований: Автореф. дис... канд. геол.-минер, наук. - С.-Пб., 1999.
4. Осадочный чехол Западно-Арктической метаплатформы. Тектоника и сейсмостратиграфия /Отв. ред. Э.В. Шипилов. - Мурманск: "Север", 1993.
5. Шипилов Э.В., Тарасов Г.А. Региональная геология нефтегазоносных осадочных бассейнов Западно-Арктического шельфа России. - Апатиты: НИЦ РАН, 1998.

Characteristics of geological structure of offshore oil and gas fields within three sedimentary basins is given. In Timano-Pechora basin are described Prirazlomnoye, North Guliayevskoye, Pomorskoye, Peschano-огегпоуе and Izhym-Tarskoye fields, in South-Barents Sea one -Murmanskoye, North-Kildinskoye, Stockman, Ledovoye and Ludlov-skoye fields, in South Kara basin - Leningradskoye, Rusanovskoye and Beloostrovskoye fields.

Peculiarities of oil and gas fields distribution and confinement are analyzed, metamorphism effect on oil and gas potential is considered. Geodynamic regime of the Barents-Kara region during Late Paleozoic and Mesozoic is described. An alteration of stratigraphic productive range to the rejuvenation side within water area basins accompanying the simultaneous change in predominant hydrocarbon composition from oil to gas-condensate is shown.

1 - границы структурных элементов I порядка (цифры в квадратах): I - Тиманский кряж, II - Печорская синеклиза, III - Предуральский прогиб. IV - Пайхой-Новоземельская складчатая система, V - Предпайхойский прогиб. VI - область Центрально-Баренцевских поднятий, VII - Южно-Баренцевская впадина, VIII - Северо-Баренцевская впадина, IX - зона Адмиралтейских поднятий. X - впадина Святой Анны, XI - Южно-Карская впадина; 2 - границы структурных элементов II порядка (цифры в кружках): 1 - Канино-Северо-Тиманский мегавал, 2 - Нерицкая моноклиналь, 3 - Ижемская впадина. 4 - Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, 5 - Печоро-Колвинский мегавал, 6 - Шапкино-Юрьяхинский мегавал, 7 - Денисовский прогиб. 8 - Колвинский мегавал, 9 - Хорейверская впадина, 10 - вал Сорокина, 11 - Варандей-Адзьвинская структурная зона, 12 - Косью-Роговская впадина, 13 - поднятие Чернова, 14 - Коротаихинская впадина, 15 - Кольская моноклиналь, 16 - Кольская седловина, 17 - свод Федынского, 18 - Нордкапский прогиб, 19 - Лудловская перемычка, 20 - Предновоземельский прогиб, 21 - прогиб Седова, 22 - вал Элдхольма, 23 - Малыгинская седловина, 24 - прогиб Ольги, 25 - сводовое поднятие Персея, 26 - поднятие мыса Желания, 27 - прогиб Панкратьева; 3 - глубинные разломы по гравимагнитным данным; 4 - крупнейшие нарушения по материалам MOB ОГТ; 5 - изоглубины кровли юрского комплекса, м; 6 - основные антиклинальные поднятия (а) и месторождения УВ (б): 1 - Мурманское, 2 - Северо-Мурманское. 3 - Северо-Кильдинское, 4 - поднятие Федынского, 5 - Куренцовское, 6 - Арктическое, 7 - Штокмановское. 8 - Ледовое, 9 - Лудловское, 10 - Лунинское, 11 - Ферсмановское. 12 - Шатского, 13 - Вернадского, 14 - Северное, 15 - Крестовое, 16 - Адмиралтейское, 17 - Пахтусовское. 18 - Гусиноземельское. 19 - Западно-Гусиноземельское. 20 - Междушарское. 21 - Папанинское, 22 - Песчаноозерское, 23 - Ижимка-Таркское, 24 - Поморское, 25 - Северо-Гуляевское, 26 - Приразломное, 27 - Варандей-море, 28 - Медын-море, 29 - Русановское, 30 - Ленинградское; 7 - соляно-купольные поднятия: 8 - контуры распространения складчатости магматических силлов в триасовом комплексе; 9 - контуры распространения траппового магматизма в осадочном чехле

1 - изогипсы, м; 2 - нефтесодержащие породы (карбонаты пермско-каменноугольного возраста); 3 - разломы; 4 - разведочные скважины

1- песчаники 2 - известняки 3 - газ 4 - нефть 5 - изогипсы кровли продуктивных отложений, м; 6 - скважина: числитель-номер, знаменатель - глубина, м

1 - доманик; 2 - рифы; 3 - карбонаты: 4 - кавернозные известняки; 5 - аргиллиты; б - песчаники; 7 - глинистые песчаники; 8 - глинистые известняки; 9 - тектонические нарушения

1 - изогипсы горизонта А, м; 2 - скважины: 3 - нефтяные залежи (В₁, В₄, B6, В₇, Г₂); 4 - линии выклинивания коллекторов; 5 - скважины, давшие нефть; 6 - границы, обусловленные размывом; 7 - песчаники; 8 - залежи нефти; 9 - залежи газа

1- газ; 2 - песчаники; 3 - разломы; 4 - изогипсы кровли продуктивных отложений, м; 5 - скважина: числитель - номер, знаменатель - глубина кровли продуктивной толщи, м

1 - газ; 2 - песчаники; 3 - аргиллиты; 4 - изолинии кровли продуктивных отложений, м; 5 - скважина: числитель - номер, знаменатель - глубина кровли продуктивной толщи. м

1-газ ; 2 - песчаники. Остальные усл. обозначения см. на рис. 6

1 - нефть; 2 - газ; 3 - газоконденсат

Усл. обозначения см. на рис. 4

1 - структуры растяжения земной коры - рифты и грабены; 2 - нарушения и их зоны; 3 - Байдарацкий глубинный разлом; 4 - сегменты Предновоземельской зоны дислокаций; 5 - Коротаихинский прогиб; б - месторождения УВ (1 - Приразломное. 2 - Северо-Гуляевское. 3 - Поморское. 4 - Песчаноозерское. 5 - Ижимка-Таркское, 6 - Варандей-море, 7 - Медын-море. 8 - Мурманское, 9 - Северо-Кильдинское. 10 - Штокмановское.11 - Ледовое. 12 - Лудловское. 13 - Ленинградское, 14 - Русановское. 15 - Белоостровское. 16 - Харасавейское); тектонические элементы: СКП - Северо-Карская плита, СБВ - Северо-Баренцевская впадина, ЮБВ - Южно-Баренцевская впадина. ЛП - Лудловская перемычка, АП - Адмиралтейское поднятие (горст). ФП - Федынского (Финмаркенское) поднятие. ТПП - Тимано-Печорская плита. ПМВ - Печороморская впадина. КМ - Кольская моноклиналь. БЩ - Балтийский щит. К - Кольский рифт. ПНЗП - Пайхой-Новоземельский складчато-надвиговый пояс. НЗМ - Новоземельская микроплита. ЮКВ - Южно-Карская впадина