Потенциально нефтегазоносные комплексы
в акватории Восточно-Сибирского моря
Мамедов Р.А.
ФГБОУ ВО «Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе»
Объектом исследования является северо-западная часть акватории Восточно-Сибирского моря (ВСМ). На основе анализа геолого-геофизических данных
в акватории континентального шельфа ВСМ в статье рассмотрено геолого-тектоническое строение мезозой-кайнозойских отложений. Мезокайнозойские терригенные отложения представлены в основном дельтовыми
и лагунно-морскими фациями.
Целью научного исследования являлось построение пространственно-временной модели осадочных бассейнов на изучаемой территории для выявления потенциально нефтегазоносных комплексов (ПНГК). Построенная модель позволила выявить пять ПНГК — верхнемеловой, палеоценовый, эоцен-нижнеолигоценовый, верхнеолигоцен-нижнемиоценовый, верхнемиоценовый. На исследуемой территории в мезозой-кайнозойском осадочном чехле выявлено порядка шестидесяти локальных поднятий, которые могут послужить ловушками для углеводородов при наличии качественного регионального флюидоупора, которым, в свою очередь, может являться верхнеолигоцен-нижнемиоценовая толща, приуроченная к региональному несогласию.
в акватории континентального шельфа ВСМ в статье рассмотрено геолого-тектоническое строение мезозой-кайнозойских отложений. Мезокайнозойские терригенные отложения представлены в основном дельтовыми
и лагунно-морскими фациями.
Целью научного исследования являлось построение пространственно-временной модели осадочных бассейнов на изучаемой территории для выявления потенциально нефтегазоносных комплексов (ПНГК). Построенная модель позволила выявить пять ПНГК — верхнемеловой, палеоценовый, эоцен-нижнеолигоценовый, верхнеолигоцен-нижнемиоценовый, верхнемиоценовый. На исследуемой территории в мезозой-кайнозойском осадочном чехле выявлено порядка шестидесяти локальных поднятий, которые могут послужить ловушками для углеводородов при наличии качественного регионального флюидоупора, которым, в свою очередь, может являться верхнеолигоцен-нижнемиоценовая толща, приуроченная к региональному несогласию.
Площадь исследований находится в области сочленения мелководного эпиконтинентального шельфа с глубоководными структурами. Ее структуру определяют острова Новосибирского архипелага, сибирский сегмент хребта Ломоносова, поднятие Де-Лонга и прогибы Новосибирский на юге и Амундсена, Подводников на севере. Основную часть площади исследований занимают склоновые периокеанические бассейны и юго-западная моноклиналь поднятия Де-Лонга (рис. 1).
Рис. 1. Обзорная схема района исследований
в акватории Восточно-Сибирского моря
в акватории Восточно-Сибирского моря
Выступы фундамента поднятия Де-Лонга перекрыты комплексами промежуточного структурного этажа (ПСЭ), а структурные террасы и поднятия моноклинальных зон — осадочным чехлом. В целом локальные антиклинальные поднятия кристаллического фундамента определяют закономерности размещения зон и объектов возможного накопления углеводородов (УВ) в осадочных комплексах ПСЭ и верхнемелового-кайнозойского бассейнового осадочного чехла. Мощность осадочного чехла в пределах исследуемого района меняется от 1–3 км на поднятиях до 9–12 км в прогибе Новосибирском и в пределах континентального склона от поднятия Де-Лонга к котловине Подводников, где стратиграфический диапазон существенно может быть расширен (рис. 2) [4].
Рис. 2. Карта мощности осадочного чехла области Центрально-Арктических поднятий и прилегающего шельфа Евразии [10]: 1 — береговая линия;
2 — изопахиты, км;
3 — разломы;
4 — район работ;
5 — региональный профиль А7,
ОАО «МАГЭ»
2 — изопахиты, км;
3 — разломы;
4 — район работ;
5 — региональный профиль А7,
ОАО «МАГЭ»
По мнению И.С. Грамберга, на Арктическом шельфе наиболее перспективными для поисков залежей УВ являются мегаседловины с мощным осадочным чехлом. Сочленение таких крупных морфоструктур, как поднятие Де-Лонга, поднятие Менделеева и прогибы Вилькицкого и Северо-Чукотского формируют Де-Лонгско-Менделеевскую седловину, где под верхнемеловым-кайнозойским чехлом развит мощный PZ-MZ терригенно-карбонатный комплекс [1]. Это дает возможность рассматривать район работ как перспективный, где наряду с газовыми возможны нефтяные залежи [8].
В структурном плане кристаллического фундамента выявлена серия локальных антиклинальных поднятий, приуроченных к блокам кристаллического фундамента. Наиболее крупные антиклинальные ловушки, выявленные в бассейновом осадочном чехле, закономерно располагаются на террасированных склонах поднятия хребта Ломоносова и в основном приурочены к разрывным нарушениям или флексурным перегибам.
Переходную часть разреза от дельтовых нижнемеловых к кайнозойским проградационным выполняют палеоцен-олигоценовые толщи, в которых проступают контуры литолого-стратиграфических ловушек (рис. 3).
В структурном плане кристаллического фундамента выявлена серия локальных антиклинальных поднятий, приуроченных к блокам кристаллического фундамента. Наиболее крупные антиклинальные ловушки, выявленные в бассейновом осадочном чехле, закономерно располагаются на террасированных склонах поднятия хребта Ломоносова и в основном приурочены к разрывным нарушениям или флексурным перегибам.
Переходную часть разреза от дельтовых нижнемеловых к кайнозойским проградационным выполняют палеоцен-олигоценовые толщи, в которых проступают контуры литолого-стратиграфических ловушек (рис. 3).
Рис. 3. Пространственно-временная модель континентальной окраины
Восточно-Сибирского моря
Восточно-Сибирского моря
На Новосибирских островах в середине прошлого века было проведено картировочное бурение, вскрыты верхнемеловые и кайнозойские терригенные отложения континентальных
и прибрежно-морских фаций, а также зафиксированы проявления УВ-газов, нефти и битумов
в сейсморазведочных и инженерных скважинах и в естественных выходах пород [11].
Мезозой-кайнозойские отложения представлены преимущественно дельтовыми и лагунно-морскими фациями. В мел-палеогене органический углерод (Сорг) не превышает 1 % при
смешанном составе органического вещества (ОВ). Мел-палеогеновый комплекс рассматривается
в лучшем случае как нефтегазопроизводящий. Уровень преобразования ОВ находится на
градации МК1–АК2 (рис. 4).
и прибрежно-морских фаций, а также зафиксированы проявления УВ-газов, нефти и битумов
в сейсморазведочных и инженерных скважинах и в естественных выходах пород [11].
Мезозой-кайнозойские отложения представлены преимущественно дельтовыми и лагунно-морскими фациями. В мел-палеогене органический углерод (Сорг) не превышает 1 % при
смешанном составе органического вещества (ОВ). Мел-палеогеновый комплекс рассматривается
в лучшем случае как нефтегазопроизводящий. Уровень преобразования ОВ находится на
градации МК1–АК2 (рис. 4).
Рис. 4. Катагенетическая преобразованность ОВ мел-палеогенового возраста:
1 — незрелые
(ПК1–ПК2);
2 — нефть ранней генерации
(ПК3–МК1);
3 — главная зона нефтеобразования (МК2–МК3);
4 — нефть поздней генерации (МК4);
5 — жирный газ (МК5); 6 — сухой газ (АК1–АК2)
1 — незрелые
(ПК1–ПК2);
2 — нефть ранней генерации
(ПК3–МК1);
3 — главная зона нефтеобразования (МК2–МК3);
4 — нефть поздней генерации (МК4);
5 — жирный газ (МК5); 6 — сухой газ (АК1–АК2)
Быстрое накопление и преобразование ОВ за счет тепловых полей, большая мощность отложений, морской генезис, обусловивший присутствие в разрезе мощных глинистых толщ, характеризует осадочный чехол глубоководной части Восточно-Арктического бассейна как перспективный для скопления УВ [2]. С точки зрения генерации УВ перспективы нефтегазоносности региона связаны именно с развитием магматизма, тепловой поток которого может компенсировать малые глубины погружения молодых осадков [3].
Таким образом, для формирования залежей УВ наиболее перспективными являются верхнемеловые и кайнозойские (K2–KZ) отложения (отложения лавинной седиментации, обладающие хорошими фильтрационно-емкостными свойствами) северного борта между поднятием Де-Лонга и хребтом Ломоносова (склон Северного прогиба), где, предположительно, получили развитие подводные конусы выноса, восточный склон поднятия Де-Лонга, где происходит выклинивание осадочных пород, бортовые зоны и локальные поднятия в Новосибирском прогибе (рис. 5). Вышележащие отложения морского генезиса могут играть роль флюидоупоров [7].
Таким образом, для формирования залежей УВ наиболее перспективными являются верхнемеловые и кайнозойские (K2–KZ) отложения (отложения лавинной седиментации, обладающие хорошими фильтрационно-емкостными свойствами) северного борта между поднятием Де-Лонга и хребтом Ломоносова (склон Северного прогиба), где, предположительно, получили развитие подводные конусы выноса, восточный склон поднятия Де-Лонга, где происходит выклинивание осадочных пород, бортовые зоны и локальные поднятия в Новосибирском прогибе (рис. 5). Вышележащие отложения морского генезиса могут играть роль флюидоупоров [7].
Рис. 5. Трехмерные модели осадочных комплексов c выделенными элементами углеводородных систем в акватории Восточно-Сибирского моря:
а — верхнемеловой; б — палеоценовый;
в — эоцен-нижнео-лигоценовый;
г — верхнеолигоцен-нижнемиоценовый;
д — верхнемио-ценовый;
е — плиоцен-плей-стоценовый;
1 — перекрывающие породы; 2 — породы флюидоупор;
3 — породы коллектор;
4 — нефтегазо-материнские толщи;
5 — подстилающие породы
а — верхнемеловой; б — палеоценовый;
в — эоцен-нижнео-лигоценовый;
г — верхнеолигоцен-нижнемиоценовый;
д — верхнемио-ценовый;
е — плиоцен-плей-стоценовый;
1 — перекрывающие породы; 2 — породы флюидоупор;
3 — породы коллектор;
4 — нефтегазо-материнские толщи;
5 — подстилающие породы
Зафиксированные в пределах верхнемеловой части исследованного разреза структурные ловушки — литологические и тектонически экранированные — закономерно выполняют «неровности» кристаллического субстрата (рис. 5). Мощная толща проградационных клиноформ кайнозойской части осадочного разреза представляет собой высокоперспективный объект поиска
залежей УВ (рис. 5в–5е).
Общепринятыми критериями при оценке перспектив нефтегазоносности малоизученных районов являются мощность осадочного чехла, структурно-тектонические, литолого-стратиграфические факторы, литологические особенности разреза (коллектор-покрышка) и время последнего мощного прогибания [9].
Важную роль для оценки нефтегазоперспективности региона играют тектогенные зоны — ступенчатые сбросы фундамента, горстово-блоковые и вулканогенные поднятия в области перехода континент — океан, ограничивающие на всем этапе геологической эволюции внутренние впадины, где могут накапливаться черносланцевые толщи. В большинстве осадочных бассейнов современных пассивных окраин черносланцевые толщи являются основными нефтематеринскими породами.
залежей УВ (рис. 5в–5е).
Общепринятыми критериями при оценке перспектив нефтегазоносности малоизученных районов являются мощность осадочного чехла, структурно-тектонические, литолого-стратиграфические факторы, литологические особенности разреза (коллектор-покрышка) и время последнего мощного прогибания [9].
Важную роль для оценки нефтегазоперспективности региона играют тектогенные зоны — ступенчатые сбросы фундамента, горстово-блоковые и вулканогенные поднятия в области перехода континент — океан, ограничивающие на всем этапе геологической эволюции внутренние впадины, где могут накапливаться черносланцевые толщи. В большинстве осадочных бассейнов современных пассивных окраин черносланцевые толщи являются основными нефтематеринскими породами.
Анализ имеющегося материала позволяет выделить в разрезе осадочного чехла ПНГК в пределах шельфа. При отсутствии бурения и конкретных данных по обрамляющей суше оценка перспективности носит предположительный характер.
В северо-западной части Восточно- Сибирского моря выделены пять ПНГК — верхнемеловой, палеоценовый, эоцен-нижнеолигоценовый, верхнеолигоцен-нижнемиоценовый,
верхнемиоценовый (рис. 6) [5].
В северо-западной части Восточно- Сибирского моря выделены пять ПНГК — верхнемеловой, палеоценовый, эоцен-нижнеолигоценовый, верхнеолигоцен-нижнемиоценовый,
верхнемиоценовый (рис. 6) [5].
Рис. 6. Схема вероятных скоплений УВ:
а — верхнемелового ПНГК;
б — палеоценового ПНГК;
в — эоцен-нижне-олигоценового ПНГК;
г — верхнеолигоцен-нижнемиоценового ПНГК;
д — верхне-миоценового ПНГК
а — верхнемелового ПНГК;
б — палеоценового ПНГК;
в — эоцен-нижне-олигоценового ПНГК;
г — верхнеолигоцен-нижнемиоценового ПНГК;
д — верхне-миоценового ПНГК
В нижней части верхнемелового ПНГК залегают грубообломочные породы. Как правило, такие породы содержат в своем составе большое количество растительных остатков, часто углефицированных, и могут генерировать газ. Выше, предположительно, залегают песчаники, мелкозернистые, алевролиты с подчиненными прослоями глин в проксимальной части конусов
и преобладающим содержанием последних в дистальной. Этот набор пород обычно характерен
для подводных конусов выноса и содержит, как правило, не менее пятидесяти пластов-коллекторов, формирующих многопластовые залежи УВ. Кроме того, дистальная часть конусов выноса может служить флюидоупором для нижележащих отложений [6].
В современном структурном плане наблюдается выклинивание комплекса в направлении поднятия Де-Лонга. В зоне выклинивания возможно формирование неструктурных стратиграфических
и литологических ловушек УВ.
Палеоценовый ПНГК по мощности значительно уступает вышеописанному комплексу. Сформирован в палеосклоновой части шельфа в регрессивной фазе седиментации и образует три небольших конуса выноса терригенного материала. На рисунке 5б предполагается, что комплекс сложен преимущественно песчаниками и представляет собой перспективную коллекторскую пачку, которая, к сожалению, не имеет регионального флюидоупора [7].
и преобладающим содержанием последних в дистальной. Этот набор пород обычно характерен
для подводных конусов выноса и содержит, как правило, не менее пятидесяти пластов-коллекторов, формирующих многопластовые залежи УВ. Кроме того, дистальная часть конусов выноса может служить флюидоупором для нижележащих отложений [6].
В современном структурном плане наблюдается выклинивание комплекса в направлении поднятия Де-Лонга. В зоне выклинивания возможно формирование неструктурных стратиграфических
и литологических ловушек УВ.
Палеоценовый ПНГК по мощности значительно уступает вышеописанному комплексу. Сформирован в палеосклоновой части шельфа в регрессивной фазе седиментации и образует три небольших конуса выноса терригенного материала. На рисунке 5б предполагается, что комплекс сложен преимущественно песчаниками и представляет собой перспективную коллекторскую пачку, которая, к сожалению, не имеет регионального флюидоупора [7].
В современном структурном плане наблюдается выклинивание комплекса в направлении поднятия Де-Лонга. В зоне выклинивания возможно формирование неструктурных стратиграфических и литологических ловушек УВ.
Эоцен-нижнеолигоценовый ПНГК сформирован в зоне палеошельфа на трансгрессивной стадии седиментации, которая явилась продолжением эоценового трансгрессивного этапа седиментогенеза. Комплекс, скорее всего, судя по сейсмической записи, сложен переслаиванием терригенных пород различной зернистости: мелкозернистыми песчаниками, алевролитами и глинами. В зоне современного шельфа пласты песчаников более-менее выдержаны по простиранию, а в склоновой части наблюдается довольно резкое увеличение глинистой составляющей. Региональный флюидоупор отсутствует, преимущество, вероятно, будет принадлежать флюидоупорам локального и зонального типа [8–10].
В современном структурном плане наблюдается выклинивание комплекса в направлении
поднятия Де-Лонга.
Верхнеолигоцен-нижнемиоценовая ПНГК представлена корой химического выветривания, сформированной в обстановке тектонической стабилизации. Сложена мощной толщей пестроокрашенных глин каолинитового и каолинит-гидрослюдистого состава. Приурочена
к региональному несогласию и может играть роль регионального флюидоупора. Условия формирования верхнеолигоцен-нижнемиоценового ПНГК по характеру изменения мощностей ближе к склоновым и подножия склона, предполагается преобладание в составе комплекса глинистых толщ с подчиненными пластами песчаников и алевролитов. Последние могут представлять собой коллекторские толщи. Но все же большая роль здесь принадлежит глинистым отложениям, которые могут рассматриваться как внутренние флюидоупоры для коллекторов верхнеолигоцен-нижнемиоценового ПНГК и как внешние — для нижележащего нижнеолигоценового ПНГК. Перспективы комплекса предполагаются не очень высокими в связи
с невыдержанностью по площади литологического состава пород-коллекторов. В современном структурном плане полного выклинивания комплекса не наблюдается. Возможно выклинивание отдельных пластов-коллекторов в направлении поднятия Де-Лонга [11].
Верхнемиоценовая ПНГК сформирована в обстановке региональной регрессии, в пределах континентального склона имеет линзовидную форму, выклиниваясь в северном направлении.
На Новосибирских островах толща сложена континентальными терригенными отложениями: песками, песчаниками с гравием и галькой, реже алевритами, их глинистыми разностями. Условия формирования комплекса, судя по характеру изменения мощностей, ближе к склоновым и подножия склона, в составе комплекса глинистые толщи с пластами песчаников и алевролитов. Последние могут представлять собой коллекторские толщи. Но все же большая роль здесь принадлежит глинистым отложениям, которые могут рассматриваться как внутренние флюидоупоры для коллекторов верхнемиоценового ПНГК и как внешние — для нижележащего. Перспективы комплекса предполагаются не очень высокими в связи с невыдержанностью
по площади литологического состава пород-коллекторов [12–14].
В современном структурном плане полного выклинивания комплекса не наблюдается. Возможно выклинивание отдельных пластов-коллекторов в направлении поднятия Де-Лонга.
Эоцен-нижнеолигоценовый ПНГК сформирован в зоне палеошельфа на трансгрессивной стадии седиментации, которая явилась продолжением эоценового трансгрессивного этапа седиментогенеза. Комплекс, скорее всего, судя по сейсмической записи, сложен переслаиванием терригенных пород различной зернистости: мелкозернистыми песчаниками, алевролитами и глинами. В зоне современного шельфа пласты песчаников более-менее выдержаны по простиранию, а в склоновой части наблюдается довольно резкое увеличение глинистой составляющей. Региональный флюидоупор отсутствует, преимущество, вероятно, будет принадлежать флюидоупорам локального и зонального типа [8–10].
В современном структурном плане наблюдается выклинивание комплекса в направлении
поднятия Де-Лонга.
Верхнеолигоцен-нижнемиоценовая ПНГК представлена корой химического выветривания, сформированной в обстановке тектонической стабилизации. Сложена мощной толщей пестроокрашенных глин каолинитового и каолинит-гидрослюдистого состава. Приурочена
к региональному несогласию и может играть роль регионального флюидоупора. Условия формирования верхнеолигоцен-нижнемиоценового ПНГК по характеру изменения мощностей ближе к склоновым и подножия склона, предполагается преобладание в составе комплекса глинистых толщ с подчиненными пластами песчаников и алевролитов. Последние могут представлять собой коллекторские толщи. Но все же большая роль здесь принадлежит глинистым отложениям, которые могут рассматриваться как внутренние флюидоупоры для коллекторов верхнеолигоцен-нижнемиоценового ПНГК и как внешние — для нижележащего нижнеолигоценового ПНГК. Перспективы комплекса предполагаются не очень высокими в связи
с невыдержанностью по площади литологического состава пород-коллекторов. В современном структурном плане полного выклинивания комплекса не наблюдается. Возможно выклинивание отдельных пластов-коллекторов в направлении поднятия Де-Лонга [11].
Верхнемиоценовая ПНГК сформирована в обстановке региональной регрессии, в пределах континентального склона имеет линзовидную форму, выклиниваясь в северном направлении.
На Новосибирских островах толща сложена континентальными терригенными отложениями: песками, песчаниками с гравием и галькой, реже алевритами, их глинистыми разностями. Условия формирования комплекса, судя по характеру изменения мощностей, ближе к склоновым и подножия склона, в составе комплекса глинистые толщи с пластами песчаников и алевролитов. Последние могут представлять собой коллекторские толщи. Но все же большая роль здесь принадлежит глинистым отложениям, которые могут рассматриваться как внутренние флюидоупоры для коллекторов верхнемиоценового ПНГК и как внешние — для нижележащего. Перспективы комплекса предполагаются не очень высокими в связи с невыдержанностью
по площади литологического состава пород-коллекторов [12–14].
В современном структурном плане полного выклинивания комплекса не наблюдается. Возможно выклинивание отдельных пластов-коллекторов в направлении поднятия Де-Лонга.
Рис. 7. Графики фазового состава скоплений УВ:
а — верхнемелового ПНГК;
б — палеоценового ПНГК;
в — эоцен-нижне-олигоценового ПНГК;
г — верхне-олиго-ценнижнемиоценового ПНГК;
д — верхне-миоценового ПНГК
а — верхнемелового ПНГК;
б — палеоценового ПНГК;
в — эоцен-нижне-олигоценового ПНГК;
г — верхне-олиго-ценнижнемиоценового ПНГК;
д — верхне-миоценового ПНГК
ИТОГИ
В пределах верхнемелового ПНГК выделены 21 крупный локальный объект
и ряд мелких (рис. 6а). По фазовому составу наблюдается значительное преобладание газовой составляющей над нефтяной (рис. 7а).
В пределах палеоценового ПНГК выделены 16 локальных объектов и ряд мелких (рис. 6б). По фазовому составу наблюдается небольшое преобладание газовой составляющей над нефтяной (рис. 7б).
В пределах эоцен-нижнеолигоценового ПНГК выделены 11 локальных объектов (рис. 6в). По фазовому составу наблюдается большое преобладание нефтяной составляющей над газовой (рис. 7в).
В пределах верхеолигоцен-нижнемиоценового ПНГК выделены 9 локальных объектов, в которых возможно формирование ловушек УВ структурного типа (рис. 6 г). По фазовому составу преобладает нефть (рис. 7 г).
В пределах верхнемиоценового ПНГК выделены 3 локальных объекта, в которых возможно формирование ловушек УВ структурного типа (рис. 6д).
В верхнемиоценовом ПНГК по фазовому составу преобладает газ (рис. 7г).
и ряд мелких (рис. 6а). По фазовому составу наблюдается значительное преобладание газовой составляющей над нефтяной (рис. 7а).
В пределах палеоценового ПНГК выделены 16 локальных объектов и ряд мелких (рис. 6б). По фазовому составу наблюдается небольшое преобладание газовой составляющей над нефтяной (рис. 7б).
В пределах эоцен-нижнеолигоценового ПНГК выделены 11 локальных объектов (рис. 6в). По фазовому составу наблюдается большое преобладание нефтяной составляющей над газовой (рис. 7в).
В пределах верхеолигоцен-нижнемиоценового ПНГК выделены 9 локальных объектов, в которых возможно формирование ловушек УВ структурного типа (рис. 6 г). По фазовому составу преобладает нефть (рис. 7 г).
В пределах верхнемиоценового ПНГК выделены 3 локальных объекта, в которых возможно формирование ловушек УВ структурного типа (рис. 6д).
В верхнемиоценовом ПНГК по фазовому составу преобладает газ (рис. 7г).
ВЫВОДЫ
Северо-западная часть континентального шельфа Восточно-Сибирского моря является крайне интересным объектом с точки зрения бассейнового анализа. Благодаря проведенному бассейновому анализу в мезозой-кайнозойском осадочном чехле выявлено порядка шестидесяти крупных локальных поднятий, которые могут являться ловушками для скоплений углеводородов при наличии регионального флюидоупора. Бассейновое моделирование также позволило рассчитать фазовый состав углеводородов в пяти потенциально нефтегазоносных комплексах.
Проведенные исследования доказывают высокий углеводородный потенциал недр в акватории Восточно-Сибирского моря, а также дают возможность выбора оптимального направления дальнейших геологоразведочных работ на нефть и газ.
Проведенные исследования доказывают высокий углеводородный потенциал недр в акватории Восточно-Сибирского моря, а также дают возможность выбора оптимального направления дальнейших геологоразведочных работ на нефть и газ.
ЛИТЕРАТУРА
1. Виноградов В.А., Лопатин Б.Г., Бурский А.З., Гусев Е.А., Морозов А.Ф., Шкарубо С.И. Основные итоги геологического картографирования масштаба 1:1 000 000 Арктического шельфа России // Разведка и охрана недр. 2005. № 6. С. 45–52.
2. Корчагина Т.В., Казанин Г.С., Шкарубо С.И. Отчет по объекту изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов континентальной окраины Восточно-Сибирского моря // МАГЭ. 2013.
3. Керимов В.Ю., Лавренова Е.А., Мустаев Р.Н., Щербина Ю.В., Мамедов Р.А. Условия формирования и генерационный потенциал углеводородных систем Восточной Арктики // Недропользование XXI век. 2020. № 4. С. 28–37.
4. Керимов В.Ю., Лавренова Е.А., Щербина Ю.В., Мамедов Р.А. Структурно-тектоническая модель фундамента и осадочного чехла Восточно-Арктических акваторий // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2020.
№ 1. С. 19–29.
5. Мамедов Р.А., Гурянов С.А., Мамедова С.А. Перспективы нефтегазоносности осадочного бассейна шельфа Восточно-Сибирского моря // Молодые — Наукам о Земле. 2020. Т. 5. С. 33–36.
6. Мамедов Р.А. Моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем континентального шельфа Восточно-Сибирского моря // Экспозиция Нефть Газ. 2020. № 5. С. 22–25.
7. Мамедов Р.А. Геологическое строение и углеводородный потенциал осадочного бассейна шельфа Восточно-Сибирского моря // Геомодель 2020. 2020. 52 с.
8. Грамберга И.С. Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2004. Вып. 5. 278 с.
9. Наливкин В.Д., Белонин М.Д., Лазарев В.С. и др. Критерии и методы количественной оценки нефтегазоносности слабоизученных крупных территорий // Советская геология. 1976. № 1. С. 28–39.
10. Шокальский С.П., Кашубин С.Н., Соболев Н.Н. и др. Разработка и создание структурно-тектонической и геодинамической моделей арктического бассейна и концепции его развития. Известия ВСЕГЕИ. СПб.: ВСЕГЕИ, 2014. Т. 11.
С. 72–81.
11. Государственная геологическая карта. Масштаб 1:1 000 000 (третье поколение). Серия Океанская. Лист U-53, 54, 55, 56 хр. Ломоносова. Объяснительная записка. СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2010.
12. Мустаев Р.Н., Лавренова Е.А., Керимов В.Ю., Мамедов Р.А. Особенности эволюции третичных нефтегазоносных систем в условиях проградации шельфа на континентальной окраине Восточно-Сибирского моря // Журнал технологий разведки и добычи нефти, 2021.
13. Мамедов Р.А. Структурно-тектоническое обоснование перспективных зон шельфа Восточно-Сибирского моря // Geonature 2021 (EAGE). Тюмень. 22–26 марта 2021.
14. Мамедов Р.А. Условия формирования нефтегазоматеринских толщ на шельфе Восточно-Сибирского моря // Молодые — Наукам о Земле. 2021.
Т. 4. С. 54–57.
2. Корчагина Т.В., Казанин Г.С., Шкарубо С.И. Отчет по объекту изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов континентальной окраины Восточно-Сибирского моря // МАГЭ. 2013.
3. Керимов В.Ю., Лавренова Е.А., Мустаев Р.Н., Щербина Ю.В., Мамедов Р.А. Условия формирования и генерационный потенциал углеводородных систем Восточной Арктики // Недропользование XXI век. 2020. № 4. С. 28–37.
4. Керимов В.Ю., Лавренова Е.А., Щербина Ю.В., Мамедов Р.А. Структурно-тектоническая модель фундамента и осадочного чехла Восточно-Арктических акваторий // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2020.
№ 1. С. 19–29.
5. Мамедов Р.А., Гурянов С.А., Мамедова С.А. Перспективы нефтегазоносности осадочного бассейна шельфа Восточно-Сибирского моря // Молодые — Наукам о Земле. 2020. Т. 5. С. 33–36.
6. Мамедов Р.А. Моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем континентального шельфа Восточно-Сибирского моря // Экспозиция Нефть Газ. 2020. № 5. С. 22–25.
7. Мамедов Р.А. Геологическое строение и углеводородный потенциал осадочного бассейна шельфа Восточно-Сибирского моря // Геомодель 2020. 2020. 52 с.
8. Грамберга И.С. Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2004. Вып. 5. 278 с.
9. Наливкин В.Д., Белонин М.Д., Лазарев В.С. и др. Критерии и методы количественной оценки нефтегазоносности слабоизученных крупных территорий // Советская геология. 1976. № 1. С. 28–39.
10. Шокальский С.П., Кашубин С.Н., Соболев Н.Н. и др. Разработка и создание структурно-тектонической и геодинамической моделей арктического бассейна и концепции его развития. Известия ВСЕГЕИ. СПб.: ВСЕГЕИ, 2014. Т. 11.
С. 72–81.
11. Государственная геологическая карта. Масштаб 1:1 000 000 (третье поколение). Серия Океанская. Лист U-53, 54, 55, 56 хр. Ломоносова. Объяснительная записка. СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2010.
12. Мустаев Р.Н., Лавренова Е.А., Керимов В.Ю., Мамедов Р.А. Особенности эволюции третичных нефтегазоносных систем в условиях проградации шельфа на континентальной окраине Восточно-Сибирского моря // Журнал технологий разведки и добычи нефти, 2021.
13. Мамедов Р.А. Структурно-тектоническое обоснование перспективных зон шельфа Восточно-Сибирского моря // Geonature 2021 (EAGE). Тюмень. 22–26 марта 2021.
14. Мамедов Р.А. Условия формирования нефтегазоматеринских толщ на шельфе Восточно-Сибирского моря // Молодые — Наукам о Земле. 2021.
Т. 4. С. 54–57.
Мамедов Р.А.
ФГБОУ ВО «Российский государственный
геологоразведочный университет
имени Серго Орджоникидзе»
rus_mamedow@mail.ru
ФГБОУ ВО «Российский государственный
геологоразведочный университет
имени Серго Орджоникидзе»
rus_mamedow@mail.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Материалы: в процессе моделирования для построения структурно-тектонического каркаса были использованы результаты геологоразведочных работ ОАО «МАГЭ» [2].
Методы: данное исследование основано на результатах обобщения
геологоразведочных работ с применением современных технологий бассейнового анализа и численного бассейнового моделирования.
Методы: данное исследование основано на результатах обобщения
геологоразведочных работ с применением современных технологий бассейнового анализа и численного бассейнового моделирования.
Восточно-Сибирское море, геологоразведочные работы, осадочный чехол, потенциальные нефтегазоносные комплексы, ловушки, скопления УВ, фазовый состав УВ
Мамедов Р.А. Потенциально нефтегазоносные комплексы в акватории Восточно-Сибирского моря // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 4. С. 10–14. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-4-10-14
08.10.2021
УДК 550.4.01, 550.849
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-4-10-14
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-4-10-14
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88