Тектоническая основа прогноза нефтегазоносности Северо-Карской перспективной нефтегазоносной области (Западная Арктика, Россия)

Полный текст

ВВЕДЕНИЕ

Региональные работы МОГТ 2D и геолого-геофизические исследования на опорных профилях 3АР и 4АР, включавшие работы ГСЗ- КМПВ и МОВ ОГТ, в большом объеме были проведены в период от 2000 г. и до настоящего времени для Северо-Карского региона. Однако пока отсутствует единая и подтвержденная модель геологического развития, и, как следствие, ‒ современная тектоническая карта, структурные карты по основным опорным горизонтам в осадочном чехле с согласованной стратификацией разреза.

Для актуализации моделей геологического строения северных областей Арктического шельфа нами были рассмотрены различные, имеющиеся на сегодняшний день тектонические схемы [1, 4, 6, 10, 11, 16, 26].

Приведенные схемы имеют значительные концептуальные разногласия, причиной которых выступают различные представления исследователей о роли и времени рифтогенеза в пределах Баренцево-Карского шельфа, а также о типе бассейна и его осадочного наполнения. Имеющиеся топонимистические расхождения значительно затрудняют восприятие результатов геологоразведочных работ различных лет и организаций, однако, несмотря на это, региональные работы прошлых лет позволили выделить большое количество структурно-тектонических элементов и предполагаемых ловушек углеводородов [5, 11].

Таким образом, для уточнения перспектив нефтегазоносности и обоснования количественных ресурсных оценок северной части Карского моря возникает необходимость создания геолого-геофизической модели осадочного чехла северной части Карского моря на основе современных сейсмических данных и анализа геолого-геохимических исследований каменного материала с островов арх. Северная Земля, полученных при проведении государственных геологических съемок.

Целью настоящей статьи является уточнение модели геологического строения северной части Карского моря и реконструкция процессов формирования осадочного бассейна Северо-Карской перспективной нефтегазоносной области.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ОЧЕРК

С позиции тектоники плит площадь исследования относится к Северо-Карской плите. Северо-Карская эпигренвильская плита занимает северо-восточную часть Баренцево‒Северо-Карской мегаплиты и ограничена:

• на западе ‒ прогибом Святой Анны,
• на юге и юго-западе ‒ Северо-Сибирским порогом,
• на юго-востоке и востоке ‒ Таймыро-Североземельским складчатым поясом.

В составе плиты выделяется центральная недеформированная часть и деформированная, сложенная флишоидным комплексом верхнего рифея‒кембрия, смятого в сложные складки и прорванного позднепротерозойскими и позднепалеозойскими интрузиями. Довольно четко выделяются Центрально-Карская гряда и Восточно-Карский мегапрогиб.

Центрально-Карская гряда представляет собой зону выступов фундамента, которая прослеживается по широкой дуге от острова Уединения к острову Визе.

Восточно-Карский мегапрогиб представляет собой сложно построенную депрессию с Северо-Карским прогибом и прогибом Уединения, поднятиями Вернадского, Куренцова, Наливкина, и Широтной седловиной. Более погруженной является восточная часть Восточно-Карского мегапрогиба. Его восточным ограничением является область Североземельского поднятия, с запада и юго-запада его ограничивает Центрально-Карская гряда.

АКТУАЛИЗИРОВАННАЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ КАРСКОГО МОРЯ

В структурном плане акватория Карского моря четко подразделяется на южную и северную части, которые отделены друг от друга поднятием, именуемым Северо-Сибирским порогом. Южная часть Карского моря является частью Западно-Сибирской плиты [1].

Южно-Карский шельф по подошве осадочного чехла образует асимметричную депрессию сложного строения, вытянутую в северо-восточном направлении, с областью максимальных прогибаний, прилегающих к северо-западному побережью п-ова Ямал. Северная часть Карского моря рассматривается как отдельная тектоническая область древней стабилизации (Северо-Карская плита) [25].

На западе Северо-Карская плита отделена от Баренцевской (Свальбардской) плиты прогибом Святой Анны. Карская плита представляет собой самостоятельный блок, который имеет значительные отличия от Баренцевской плиты и прилегающих областей Сибирского кратона и представляет собой самостоятельный блок с индивидуальными особенностями внутреннего строения [1, 7‒9].

До недавнего времени исследователи придерживались единой модели строения осадочного чехла северной части Карского моря [1, 7, 14, 19]. Однако определение возрастного диапазона и состава чехла Северо-Карского осадочного бассейна представляет проблему, пока не имеющую однозначного решения.

В отсутствие скважин в данной части акватории Карского моря стратиграфическая привязка отражающих горизонтов осуществлялась по данным геологических съемок различных масштабов на островах о. Октябрьской Революции, о. Комсомолец, о. Пионер и других островах архипелага Северная Земля и ‒ к скважинам Свердрупская-1, Русановская-2, Адмиралтейская и Лунинская, которые достаточно удалены от района исследования [17, 18].

По данным проведенного анализа геолого-геофизических материалов нами была составлена сейсмостратиграфическая схема, отображающая обобщенную информацию о ранее прослеженных горизонтах, и их стратиграфической привязке (рис. 1).

 

Рис. 1. Сейсмо-стратиграфическая схема осадочного чехла северной части Карского моря.

 

Наиболее уверенно стратифицированными являются отражающие горизонты A(PR-PZ), I(P-T), Б(J), M(K₁), прослеженные по профилям корреляционных ходов объектов прошлых лет и привязанные к скв. Свердрупская-1 [19, 23]. В стратификации палеозойских горизонтов существовали некоторые неопределенности.

Осенью 2020 г. на Северо-Карском лицензионном участке ПАО “НК “Роснефть” (Россия) с судна НИС “Бавенит” (АО “Росгеология”, Россия) было пробурено десять малоглубинных стратиграфических скважин, вскрывших разрез Северо-Карского бассейна в интервале от нижнего кембрия до кайнозоя [15].

Были получены возрастные определения фаунистических остатков, которые позволили предположить в разрезе границу между отложениями ордовика и силура, соответствующую несогласию IV (ранее относимую к границе силура и девона), и установить границу силура и девона вблизи ОГ III1-2 (ранее проводимую в нижнем девоне) [2, 15] (см. рис. 1).

В сравнении с принятой до бурения базовой моделью отмечена тенденция к определению более древнего возраста некоторых палеозойских осадочных комплексов [15] (см. рис. 1).

Для создания актуализированной геолого-геофизической модели осадочного чехла северной части Карского моря в программный комплекс KINGDOM Suite v.8.7 [28] нами были загружены цифровые данные глубинных разрезов в формате SEG-Y по 192-м профилям, по которым была выполнена увязка и последующая интерпретация с пикировкой 4-х основных отражающих горизонтов, и затем ‒ построение структурных схем по их поверхностям.

Поскольку Северо-Карский бассейн относится к неразбуренным частям шельфа, то считается целесообразным выделять в разрезе осадочного чехла не более 3-х опорных горизонтов. Такой подход был обоснован исследователями Федерального института землеведения и природных ресурсов ((BGR), Германия) в работах по изучению геологического строения моря Лаптевых [26], и принят нами в работах в пределах слабоизученных областей Арктического шельфа.

Из количества выделяемых на сейсмических разрезах отражающих горизонтов (ОГ) было выбрано только четыре ОГ, которые прослеживаются на всех разрезах по профилям, и расположены в тех стратиграфических диапазонах, к которым могут быть приурочены элементы нефтегазоносных систем (флюидоупоры, коллекторы и нефтематеринские толщи):

• ОГ A – акустический фундамент архей‒протерозойского возраста и подошва осадочного чехла севера Карского моря, характеризующийся расчлененным многочисленными дизъюнктивными нарушениями рельефом;
• KS1 – граница вблизи кровли силура, отделяющая терригенно-карбонатно-сульфатные комплексы мелководных и прибрежно-морских отложений от вышележащих толщ;
• KS2 – внутрипермское несогласие, образованное в результате регрессии моря и глобальной смене климата в нижнепермское время, вследствие чего карбонатное осадконакопление сменилось терригенным типом седиментации;
• KS3 – граница вблизи кровли триасовой толщи, представляющая собой эрозионный срез нижележащих терригенных отложений, для триасового комплекса отложений характерно широкое развитие магматических интрузий (силлов) долеритового состава, которые в волновом поле опознаются по аномальным отражениям типа “альфа”.

Приведена структурно-тектоническая схема по поверхности акустического фундамента (рис. 2).

 

Рис. 2. Структурно-тектоническая схема северной части Карского моря по поверхности акустического фундамента ‒ отражающий горизонт ОГ A.

 

Глубины погружения варьируют от 200 м в районе Северо-Сибирского порога до 19.5 км в Восточно-Карском мегапрогибе. Поверхность фундамента расчленена многочисленными дизъюнктивными нарушениями ‒ сбросовыми, взбросовыми и взбросо-надвиговыми дисклокациями. Разрывные нарушения имеют как субширотное, так и субмеридиональное простирание. Также прослеживаются дугообразные зоны прогибов Уединения, Присевероземельского и в восточной части прогиба Воронина, ранее выделенные специалистами МГУ им. М.В. Ломоносова (Россия) и ПАО “НК “Роснефть” (Россия) [4, 20].

Выполненные по результатам интерпретации цифровых сейсмических материалов последних лет структурные построения хорошо согласуются с ранее построенными тектоническими картами ПАО “НК “Роснефть” [4, 20]. При построении тектонической основы актуализированной модели северной части Карского моря по изолиниям отражающего горизонта ОГ А, нами были скорректированы контуры главных тектонических элементов Северо-Карского бассейна, Восточно-Баренцевского и Северо-Сибирского порога, а также рифтогенных прогибов ордовикского возраста и их депоцентры (рис. 3).

 

Рис. 3. Тектоническая схема Северо-Карского бассейна (по данным [21], с дополнениями).

1‒2 ‒ области складчатости: 2 ‒ байкальской, 2 ‒ герцинской; 3 ‒ ордовикские рифтовые бассейны; 4 ‒ депоцентры рифтовых бассейнов; 5 ‒ поднятия и инверсионные валы, перекрытые чехлом; 6 ‒ позднепалеозойский надвиговый фронт; 7‒8 ‒ рифтинг: 7 ‒ позднедевонский (Восточно-Баренцевский бассейн), 8 ‒ позднетриасовый‒юрский (Южно-Карский бассейн); 9 ‒ континентальный склон; 10 ‒ океанический бассейн; 11 ‒ области соляной тектоники; 12 ‒ ранне-среднеордовикская вулканическая дуга (Кружилихинская зона); 13 ‒ неопротерозойско‒кембрийские метаморфические комплексы и турбидиты; 14 ‒ границы тектонических элементов; 15 ‒ разрывные нарушения; 16 ‒ надвиги; 17 ‒ инверсионные валы; 18 ‒ бровка шельфа; 19 ‒ изогипсы акустического фундамента (км)

 

ЭТАПЫ ЭВОЛЮЦИИ СЕВЕРО-КАРСКОГО БАССЕЙНА

Представления об этапах эволюции Северо-Карского бассейна базируются на результатах, основополагающих для северной части Карского моря, таких как [8, 9, 12, 17, 18, 22]:

• групповые геологические съемки масштаба 1 : 200 000 (ГГС-200) 1970‒80-х гг. по островам архипелага Северная Земля;
• материалы государственных геологических новой серии карт и карт третьего поколения масштаба 1 : 1 000 000, в которых были обобщены современные данные по картированию сопредельной суши, и различных тематических исследований;
• данные изотопного датирования цирконов из образцов песчанистых пород ордовик‒девонского возраста островов о. Большевик, о. Комсомолец и о. Октябрьской Революции архипелага Новая Земля.

По результатам выполненного ПАО “НК “Роснефть” стратиграфического бурения в истории геологического развития региона выделены следующие основные этапы [15].

• В кембрии образовался Тимано-Североземельский аккреционный окраинно-континентальный ороген, который стал частью палеоконтинента Балтика, что привело к формированию поверхности кристаллического/акустического фундамента, которая отражается как ОГ А на сейсмических разрезах и в потенциальных (гравимагнитных) полях.
• Cеверо-Карский бассейн начал формироваться в ордовике на протерозойско-кембрийском фундаменте как рифтовый задуговой бассейн в тылу ранне-среднеордовикского Кружилихинского вулканического пояса, близлежащее положение которого подтверждается выделяемой молодой популяцией цирконов с возрастами 466.9 ± 8.1 и 473.3 ± 5.1 млн лет в образцах песчаников среднеордовикского возраста [12, 21].

По результатам региональных сейсмических работ на площади Северо-Карского бассейна выделяется ряд прогибов − Уединения, Присевероземельский, Красноармейский, Воронина (Урванцева), имеющих рифтовую природу, на что указывает их дугообразная (серповидная) форма в плане и широкая проявленность сбросов на бортовых частях [20].

• В структуре осадочного чехла Северо-Карского бассейна были выделены четыре мегасеквенции ‒ синрифтовая, пострифтовая, постинверсионная и региональная чехольная [20]. Эти мегасеквенции также подтверждаются результатами проведенной нами интерпретации сейсмических разрезов, геологическими данными ГГС-200 и тематических работ.

Синрифтовая (раннеордовикская) подтверждается выходами на островах арх. Северная Земля нижнеордовикских пород кружилихинской и ушаковской свит, в составе которых по результатам ГГС-200 присутствуют покровы эффузивных пород и туфов, прослои туфопесчаников и туфоалевролитов (нижняя часть кружилихинской свиты) [18].

Пострифтовая секвенция, представленная отложениями от среднего ордовика до позднего девона включительно, формировалась в полуизолированном бассейне с эвстатическими колебаниями уровня моря.

Возникшие в пострифтовом комплексе несогласия также проявляются в волновом поле сейсмических разрезов, но выделяемый нами отражающий горизонт вблизи кровли силура (KS1) обусловлен, в первую очередь, изменением литологического состава толщ в результате обмеления бассейна, поступлением обломочного органогенного, терригенного и глинистого материала в конце силура (лудлов) и возможной эрозии в некоторых частях Северо-Карского бассейна [12].

Смена обстановок осадконакопления в девоне доказана различием в спектрах цирконов – в области размыва в раннем девоне находились комплексы раннесилурийского возраста, в позднем девоне было большое поступление обломочного материала от Каледонского орогена и, возможно, ‒ от Северо-Американской платформы [12, 21].

Основная фаза складчатости, обусловившая структурный план Северо-Карского бассейна, связана с коллизионными процессами, проявленными в каменноугольное время как результат герцинской фазы складчатости. В это время вдоль юго-восточного обрамления Северо-Карского бассейна начинает закладываться крупный, протяженный взбросо-надвиговый фронт о.Большевик [8, 9, 21]. Процессы коллизии в регионе и на островах арх. Северная Земля, в частности, проявлены массивами гранитоидов, закартированных и изученных на островах о. Октябрьской Революции и о. Большевик, их возраст определяется как нижне-среднекаменноугольный [8, 9].

Наиболее поздние по времени формирования пост-инверсионные мегасеквенции карбон‒пермского или пермского возраста представлены весьма ограничено в разрезе на островах арх. Северная Земля.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ СИСТЕМЫ СЕВЕРО-КАРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ

При уточнении количественной оценки ресурсов нефти, газа и конденсата континентального шельфа Российской Федерации на 01.01.2017 г. в рамках Государственного задания ФГБУ “ВНИИОкеангеология” (г.Санкт-Петербург, Россия), в пределах Северо-Карской плиты была выделена самостоятельная Северо-Карская перспективная нефтегазоносная область СПНГО), для которой, так же как и для всех нефтегазоносных областей (НГО) континентального шельфа, нами была разработана характеристика перспективной нефтегазоносной системы для построения подсчетных планов и выбора внешних эталонов.

Перспективные нефтегазоносные комплексы ограничены отражающими горизонтами (ОГ), которые прослеживаются на сейсмических разрезах, это:

• ОГ А, связанный с поверхностью акустического фундамента;
• KS1, KS2 и KS3 ‒ горизонты в осадочном чехле.

В разрезе осадочного чехла Северо-Карской самостоятельной перспективной нефтегазоносной области (СПНГО) выделено шесть перспективных нефтегазоносных комплексов (ПНГК) (рис. 4):

• ордовикско‒силурийский;
• девонско‒нижнепермский;
• нижне-верхнепермский;
• триасовый;
• юрско‒нижнебарремский;
• меловой.

 

Рис. 4. Характеристика перспективных нефтегазоносных комплексов Северо-Карской самостоятельной перспективной нефтегазоносной области.

Обозначено: НГК – нефатегазоносноый комплекс; ПНГК – перспективный нефтегазоносный комплекс.

1 ‒ нефтематеринские породы; 2‒3 ‒ коллекторы: 2 ‒ карбонатные, 3 ‒ терригенные; 4 – флюидоупоры

 

Стратиграфическое положение комплексов определено по результатам сейсмических исследований, а литологический состав – по аналогии с островами арх. Северная Земля.

По составу, условиям формирования, структурным и геологическим особенностям строения перспективные нефтегазоносные комплексы Северо-Карской СПНГО близки нефтегазоносным комплексам Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП). Аргиллиты нижней части русановской свиты на о. Пионер схожи с домаником северо-восточного склона Южного Тимана и Башкирского Предуралья [17].

Ордовикско‒верхнедевонский ПНГК распределен преимущественно в грабенообразных прогибах Северо-Карской плиты.

Отложения ордовика представлены грубозернистыми терригенными породами и предположительно имеют клиноформное строение.

Отложения нижнего силура в пределах грабенов представлены карбонатными породами, а в районах поднятий они представлены карбонатно-сульфатными породами.

Перспективы комплекса связаны с карбонатными породами нижнего силура. Флюидоупорами предположительно являются сульфатные отложения комплекса, которые не имеют регионального распространения, и покрышки в данном случае обладают локальным характером.

В пределах комплекса предполагается также наличие соляных диапиров, которые могут способствовать формированию неструктурных ловушек углеводородов, однако в данном случае их наличие не влияет на перспективность комплекса. В качестве нефтематеринских пород мы рассматриваем черные битуминозные аргиллиты венлокского яруса нижнего силура, а также глинистые известняки, мергели и известковые аргиллиты русановской свиты нижнего девона.

Верхнедевонско‒нижнепермский ПНГК имеет региональное распространение в пределах Северо-Карской самостоятельной ПНГО. По аналогии с естественными разрезами островов арх. Новая Земля и арх. Северная Земля состав девонских отложений предположительно является терригенным, а состав отложений карбона и нижней перми преимущественно карбонатный.

Зоны формирования крупных рифогенных тел не прослеживаются, но возможно формирование водорослевых биогермных тел, которые могут служить коллекторами с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Залежи могут экранировать глинисто-карбонатные отложения артинско‒кунгурского возраста.

Нефтегенерационные и коллекторские свойства палеозойских отложений были изучены в рамках работ по выполнению Государственных геологических съемок на островах арх. Северная Земля, в ходе которых были открыты три битумопроявления на о. Пионер и о. Длинный (о. Самойловича) ГГС-200 [13, 17, 18]. Тематическими работами при проведении ГГС-200 были изучены и отложения всего стратиграфического диапазона от ордовика до позднего девона на всех островах архипелага [13].

Геохимические исследования пород и битумов включали только анализы по определению содержания органического углерода (Сорг.) и содержания хлороформенного битумоида “А”, на основе этих данных по расчетному коэффициенту битуминизации определялся тип битумов (мальты, кериты, асфальтены) [13]. Пиролитических исследований и методов молекулярной геохимии в 1970-е гг. не проводилось.

Тем не менее, нами выявлены основные особенности нефтегазоносности палеозоя островов арх. Северная Земля.

Содержания органического вещества Сорг. низкие (с колебаниями в интервале от 0.1 до 0.67% на породу) и крайне неравномерные по разрезу, исключение составляют породы русановской свиты нижнего девона на о. Пионер, где (при средних значениях 0.18‒0.70% в известняках и черных мергелях) в районе битумопроявлений на р. Бурная и в среднем течении р. Пионерка, значения Сорг. достигают аномальных значений 10.5%.

Установлено наличие сингенетичных, и эпигенетических битумов, причем сингенетичные битумы приурочены к известнякам, мергелям и известковистым аргиллитам озернинской свиты среднего ордовика, североземельской свиты, русановской и альбановской свит нижнего девона. Эпигенетические битумы развиты на участках сгущений разломов и в зонах трещиноватости в виде гнезд, каверн и трещин в породах снежинской, среднинской и нижней части самойловичской свит нижнего силура, а также ‒ в известняках русановской свиты нижнего девона.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

По результатам интерпретации глубинных сейсмических разрезов по профилям была составлена сейсмостратиграфическая схема с выделенными основными отражающими горизонтами (см. рис. 1):

• A – акустический фундамент архей-протерозойского возраста и подошва осадочного чехла севера Карского моря;
• KS1 – граница вблизи кровли силура;
• KS2 – внутрипермское несогласие, отделяющее карбонатные коллекторские толщи от терригенных толщ;
• KS3 – граница вблизи кровли триасовой толщи.

Выбранные нами отражающие горизонты не противоречат существующим моделям строения осадочного чехла северной части Карского моря, однако сейсмостратиграфическая схема нуждается в подтверждении новыми данными стратиграфического бурения, полученным в 2020 г. ПАО НК “Роснефть” (Россия) [15].

По данным о поверхности акустического фундамента нами была построена структурно-тектоническая схема, позволившая проследить основные структурно-тектонические элементы, перспективные с точки зрения нефтегазонакопления (см. рис. 2).

На основе структурных построения нами была актуализирована тектоническая схема Северо-Карского бассейна с отображением главных тектонических элементов и рассмотрены этапы формирования Северо-Карского бассейна, который начал формироваться в ордовике на протерозойско‒кембрийском фундаменте (см. рис. 3).

В разрезе осадочного чехла Северо-Карского бассейна выделены подтвержденные результатами проведенной интерпретации сейсмических разрезов четыре мегасеквенции [20]:

• синрифтовая;
• пострифтовая;
• постинверсионная;
• региональная чехольная.

Нами рассмотрена схема перспективной нефтегазоносной системы региона исследования, где основными перспективными комплексами для выделяемой Северо-Карской самостоятельной перспективной нефтегазоносной области являются ордовикско‒силурийский и девонско‒нижнепермский перспективные нефтегазоносные комплексы.

Перспективы нефтегазоносности ордовикско‒силурийского комплекса предположительно связаны с карбонатными отложениями нижнего силура, в качестве нефтематеринских пород рассматриваются черные битуминозные аргиллиты венлокского яруса силура. Флюидоупорами могут служить сульфатные отложения комплекса, которые не имеют регионального распространения − покрышки локальные или зональные.

Девонско‒нижнепермский перспективный нефтегазоносный комплекс имеет региональное распространение в пределах Северо-Карской самостоятельной перспективной нефтегазоносной области. В качестве нефтематеринских пород могут рассматриваться глинистые известняки, мергели и известковистые аргиллиты русановской свиты нижнего девона.

Нефтегенерационные и коллекторские свойства палеозойских отложений были изучены в рамках работ по выполнению Государственных геологических съемок на островах арх. Северная Земля, однако перспективы нефтегазоносности палеозойских комплексов северной части Карского моря остаются предположительными в отсутствии прямых результатов бурения (данных по керну) в разных частях бассейна. Для дальнейших исследований необходимы материалы распределения органического вещества, данные фазового состава и степень катагенетической преобразованности нефтематеринских толщ на шельфе изучаемой акватории.

ВЫВОДЫ

1. Актуализация модели геологического строения слабоизученной северной части Карского моря по материалам современных региональных сейсмических исследований и обобщения результатов геологических съемок по островам арх. Северная Земля позволили дать обоснованный прогноз нефтегазоносности Северо-Карской самостоятельной перспективной нефтегазоносной области (СПНГО). Существенный вклад в изучение сейсмостратиграфической модели осадочного разреза малоисследованного Северо-Карского бассейна привнесли работы ПАО “НК “Роснефть” (Россия) совместно с АО “Росгеология” (Россия) по реализации программы малоглубинного стратиграфического бурения, подтвердившие палеозойский разрез.
2. Совокупность региональных геофизических исследований, геолого-съемочных и тематических работ по островам Северной Земли, являющихся репером для изучения шельфа Карского моря, и результатов малоглубинного бурения позволили уточнить стратиграфическую приуроченность отложений, определить обстановки осадконакопления и эволюцию развития бассейна в взаимосвязи с основными тектоническими событиями, проследить основные источники сноса материала, оценить нефтегенерационные и коллекторские свойства на количественном и качественном уровне.
3. Основные перспективы Северо-Карской самостоятельной перспективной нефтегазоносной области (СПНГО) связаны с распространением в зонах рифтогенных прогибов ордовикско‒силурийского и девонско‒нижнепермского нефтегазоносных комплексов осадочных пород. Последний имеет региональное распространение в пределах всей Северо-Карской самостоятельной перспективной нефтегазоносной области (ПНГО).

В качестве нефтематеринских пород могут рассматриваться глинистые известняки, мергели и известковистые аргиллиты русановской свиты нижнего девона. Структурный план подошвы девонских отложений может быть детально прослежен по отражающему горизонту KS1, контрастно проявленному в волновых полях региональных сейсмических разрезов. Вместе с тем, для количественной оценки нефтегазоносной системы Северо-Карской самостоятельной перспективной нефтегазоносной области (СПНГО) с применением технологии бассейнового моделирования необходимо выполнить детальное изучение органо-геохимических свойств нефтегазоматеринских пород силура и девона и коллекторских свойств терригенных пород девона по обнажениям островов Северной Земли.

Благодарности. Авторы выражают благодарность А.М. Никишину (МГУ им. М.В. Ломоносова, г. Москва, Россия) и Н.А. Малышеву (ПАО “НК “Роснефть”, г. Москва, Россия) за обсуждение результатов и согласование сейсмостратиграфических моделей.

Авторы признательны анонимным рецензентам за полезные комментарии и редактору М.Н. Шуплецовой (ГИН РАН, г. Москва, Россия) за тщательное редактирование.

Финансирование. Настоящая работа выполнена в отделе нефтегазоносности Арктики и Мирового океана ФГБУ “ВНИИОкеангеология” в рамках Государственных заданий № 049-00018-19-00 за 2019 г. и № 049-00018-23-02 за 2023 г.

Соблюдение научной этики. Авторы заявляют, что не имеют конфликта интересов.

Об авторах

А. К. Тарасенко

Всероссийский научно-исследовательский институт геологии и минеральных ресурсов Мирового океана им. акад. И.С. Грамберга (ВНИИОкеангеология)

Автор, ответственный за переписку.
Email: aniktar@mail.ru
Россия, 190121, Санкт-Петербург, Английский пр., д. 1

А. К. Алексеева

Всероссийский научно-исследовательский институт геологии и минеральных ресурсов Мирового океана им. акад. И.С. Грамберга (ВНИИОкеангеология)

Email: aniktar@mail.ru
Россия, 190121, Санкт-Петербург, Английский пр., д. 1

Ю. Н. Хохлова

Всероссийский научно-исследовательский институт геологии и минеральных ресурсов Мирового океана им. акад. И.С. Грамберга (ВНИИОкеангеология)

Email: aniktar@mail.ru
Россия, 190121, Санкт-Петербург, Английский пр., д. 1

Н. Ю. Иншакова

Всероссийский научно-исследовательский институт геологии и минеральных ресурсов Мирового океана им. акад. И.С. Грамберга (ВНИИОкеангеология)

Email: aniktar@mail.ru
Россия, 190121, Санкт-Петербург, Английский пр., д. 1

Список литературы

Дополнительные файлы