Обоснование первоочередных для проведения поисково-разведочных работ зон нефтегазонакопления на шельфе морей Восточной Арктики

Ключевые слова:

бассейногенез,

нефтегазоносность,

геодинамика,

тектоническое

строение,

марковская

гипсотомография,

газонефте-

накопления.

Keywords:

basin-genesis,

oil-and-gas

bearing capacity,

geodynamic,

tectonic pattern,

markovian

hypsotomography,

gas-and-oil

accumulations.

УДК 553.98

Д.А. Астафьев, В.Г. Каплунов, В.А. Шеин, А.Г. Черников

Обоснование первоочередных для проведения поисково-разведочных работ зон нефтегазонакопления на шельфе морей Восточной Арктики

Окраинно-континентальные осадочные бассейны (ОБ) Восточной Арктики - моря Лаптевых, а также Восточно-Сибирского и Чукотского морей, несомненно, представляют значительный интерес для восполнения ресурсной базы газо- и нефтедобычи в среднесрочной (после 2050 г.) и долгосрочной перспективах. Несмотря на крайне слабую геолого-геофизическую изученность этого огромного и труднодоступного из-за отдаленности и суровых природно-климатических условий региона, а также полное отсутствие до настоящего времени данных морского бурения, с учетом накопленных знаний о геологическом строении и нефтегазоносности других бассейнов Арктики (Карского, Баренцевского, Печорского, Норвежского, Канадского и моря Бофорта) стал возможен опережающий прогноз наиболее вероятных первых зон нефтегазонакопления [7]. Это позволило оптимизировать объемы и размещение дальнейших геологоразведочных работ регионального и поискового этапов и ускорить открытие первых месторождений углеводородов (УВ).

Анализ литолого-стратиграфического строения ОБ Восточной Арктики показал их существенное сходство как в стратиграфическом объеме, так и в литологофациальных характеристиках одновозрастных осадочных комплексов, особенно мезозойско-кайнозойских. Доступные для морского бурения на глубины 3500-4000 м разрезы осадочных чехлов этих бассейнов представлены преимущественно терри-генными породами (переслаивание песчаников, глин и алевролитов) юрско-мелового и палеоген-неогенового возраста. Это связано со сходством истории геологического развития ОБ Восточной Арктики, особенно для позднепалеозойско-кайнозойского периода эволюции всего Арктического региона в процессе «сборки» суперконтинента Пангея Вегенера и его распада, который продолжается и в настоящее время.

Восточноарктические ОБ находятся в стадии формирования надрифтовых депрессий. Катагенез органического вещества (ОВ) соответствует фазам МК1, МК2 и выше, поэтому залежи УВ в этих ОБ также находятся в стадии активного формирования, и их контакты будут иметь сложную геометрию. Вероятно, залежи подпитываются за счет вертикальной и латеральной миграции и сохраняются даже в условиях интенсивной дизъюнктивной нарушенности ловушек и при наличии существенной вертикальной утечки УВ. Эти факторы свидетельствуют о том, что в рассматриваемых бассейнах практически все ловушки, даже со слабыми консервационными свойствами, могут содержать залежи УВ. Высокая дизъюнктивная нарушенность ловушек и слабые экранирующие свойства флюидоупоров зонального распространения компенсируются постоянной подпиткой новыми порциями УВ.

Для Арктического региона единство эволюции ОБ обусловлено процессами окраинно-континентального рифтогенеза, формированием окраинно-континентальных и пассивноокраинных ОБ на шельфе и континентальных склонах севера Евразии, Северной Америки и Гренландии. Наиболее яркими индивидуальными отличиями характеризуется лишь ОБ моря Лаптевых, что объясняется влиянием океанического рифтогенеза кайнозойского времени в результате формирования океанических котловин Нансена, Амундсена и хребта Г аккеля. Поэтому, учитывая материалы региональных работ, а также данные изучения обнажений на островах и континентальной суше,

№ 3 (14) / 2013

Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

71

для верхней части разреза морей российского сектора Восточной Арктики первоочередными доступными для освоения могут быть юрскомеловой и палеоген-неогеновый комплексы отложений. При этом большинство месторождений, вероятно, будут нефтегазоконденсатными. Наличие ОВ сапрогелевого типа зафиксировано в аргиллитах триаса и юры, содержание С в них изменяется от 0,6 до 3,0 %.

К настоящему времени из рассматриваемых потенциально нефтегазоносных наиболее изучен геофизическими работами регионального этапа бассейн моря Лаптевых. С учетом современной геодинамической обстановки этот бассейн является уникальным, так как его природа связана с влиянием океанского апвеллин-гового рифта на окраинно-континентальную часть Евразии. Судя по тектонической карте мира, совмещенной с нанесенными траекториями абсолютного движения литосферных плит по модели Минстера-Джордана с дополнениями авторов [3], срединно-океанический хребет Гаккеля является головной частью планетарного пояса апвеллинга-спрединга, протягивающегося через Тихий, Индийский, Атлантический и Северный Ледовитый океаны, который програ-дирует в краевую часть евразийского континента в районе моря Лаптевых, формируя здесь компланарную систему поперечно-окраинных рифтов и межрифтовых гипсометрически приподнятых блоков фундамента, над которыми сформировались мегавалы и сводовые поднятия.

Природа этого планетарного пояса, исследованная с позиции современных взглядов не только на основе тектоники литосферных плит, но и с учетом новой концепции геодинамики коромантийных секторов [5], связана с разрывом суперконтинента Пангея Вегенера в результате усиления дайвинг-деструктивного процесса в коромантийных оболочках Тихоокеанского сектора как со стороны Андийско-Кордильерского, так и со стороны Евразийско-Австралийского поясов дайвинга-субдукции. Мощные дайвинг-деструктивные процессы на противоположных окраинах Пангеи Вегенера в позднеюрское время вызвали разрыв и распад этого суперконтинента с существенным сокращением площади Палеотихого океана и раскрытием новых Атлантического, Индийского и в палеогенчетвертичное время - Северного Ледовитого океанов [3]. Этот процесс в виде разворота в объеме планеты - Африкано-ЕвразийскоАвстралийской группировки коромантийных

секторов, с одной стороны, и Американо-Гренландской группировки, с другой, при обособлении Антарктического коромантийного сектора (рис. 1) в перспективе 200-300 млн лет приведет к образованию нового суперконтинента (очередной Пангеи) и единого суперокеана (Панталасса). Тихоокеанские коромантийные секторы в виде Западно-Тихоокеанского и четырех Восточно-Тихоокеанских секторов (Кокос, Наска, океаническая часть антарктического сектора и остаток Хуан-де-Фука) вместе с разделяющей их тихоокеанской частью пояса апвеллинга-спрединга будут поглощены Андийско-Кордильерским и ЕвразийскоАвстралийским поясами дайвинга-субдукции. Последние сомкнутся, в результате чего появится протяженный геосинклинальный пояс с задуговыми, междуговыми и преддуговыми ОБ, которые еще через 150-200 млн лет превратятся в орогены, образовав новый складчато-надвиговый пояс, аналогичный АльпийскоГималайскому.

Процесс формирования новой Пангеи завершится в любом случае, даже если участок апвеллинга-спрединга под хребтом Гаккеля проградирует через Сибирь в Охотское море или прекратит частично или полностью свое существование. В последнем варианте возможно появление нового океанского рифта через Амеразийский бассейн в Берингово или Охотское море. Но так или иначе Тихий океан обречен на закрытие. При этом Тихоокеанские рифты, включая мощный Восточно-Тихоокеанский апвеллинг, будут поглощены АндийскоКордильерским поясом дайвинга-субдукции.

При ослаблении дайвинг-деструктивного процесса вдоль поясов дайвинга-субдукции останутся реликтовые глубоководные котловины по типу Амеразийской, Черноморской, Южно-Каспийской.

При проградации океанского рифта Гаккеля в континент бассейн моря Лаптевых будет разделен на две самостоятельные части: большую -западную и меньшую - восточную. В случае прекращения апвеллинга и отмирания океанского рифта Гаккеля по аналогии, например, с рифтом Баффина, возникнет новая ветвь ап-веллинга, которая пройдет через ОБ ВосточноСибирского или Чукотского морей.

В настоящее время по материалам регионального этапа работ в тектоническом строении бассейна моря Лаптевых выделена система субпараллельных рифтов, обусловленных

№ 3 (14) / 2013

72

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

траектории абсолютных движений по модели Минстера-Джордана с дополнениями

зоны спрединга

зоны субдукции и сжатия

Арктика

континенты

океаны

Рис. 1. Геодинамическая модель основных коромантийных секторов Земли в проекции на Арктическую полярную область

влиянием океанского рифта Г аккеля, разделенных гипсометрически приподнятыми межриф-товыми блоками (рис. 2).

Наиболее крупными рифтами с надрифто-выми впадинами являются Южно-Лаптевский, Усть-Ленский, Омолойский, Северо-Лаптев-ский, Бельско-Святоносский, Северо-Омолой-ский и др., которые вместе с рифтами и риф-товыми ответвлениями меньшего размера образуют единую рифтовую систему осадочного потенциально нефтегазоносного бассейна моря Лаптевых. Толщина осадочного чехла в указанных рифтах достигает 10-12 км. Между указанными рифтами закартированы соразмерные межрифтовые гипсометрически приподнятые блоки и краевые пририфтовые террасы. Наиболее контрастными и высокоамплитудными блоками являются Трофимовский, Минина, Центрально-Лаптевский, Восточно-Лаптевский, Бельковский и др. В сводовых участках межрифтовых поднятий толщина осадочных пород мезозойско-кайнозойского

возраста составляет 1,5—6,5 км. Именно с такими структурами, окруженными мощными очагами генерации в рифтогенных впадинах, будут связаны наиболее крупные зоны нефтегазонакопления.

По результатам геофизических работ в море Лаптевых намечено 14 антиклинальных поднятий в разрезе верхнемеловых и кайнозойских, а также полеозойско-мезозойских отложений.

С учетом структурно-тектонических критериев, геодинамической эволюции бассейна и литолого-седиментационной обстановки образования осадочных комплексов верхнемелового и кайнозойского возраста, а также доверхнемеловых осадочных комплексов, подвергшихся тектонической перестройке в предверхнемеловую эпоху рифтогенеза, наиболее перспективными и первоочередными структурами для проведения газонефтепоисковых работ являются вал Минина и южная часть Трофи-мовского горстовидного поднятия, располо-

№ 3 (14) / 2013

Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

73

женные между крупными рифтогенными прогибами - Южно-Лаптевским, Усть-Ленским и Омолойским, в которых обеспечивались условия генерации УВ. Эти же поднятия имеют максимальную контрастность и достоверность картирования.

Палеозойско-кайнозойские комплексы залегают в пределах указанных горстовидных поднятий на глубинах до 5 км.

На основании вышеизложенного можно предположить, что месторождения УВ, ожидаемые в осевых зонах указанных горстообразных структур, будут многозалежными (рис. 3). Продуктивные комплексы прогнозируемых месторождений ожидаются на глубинах от 1,0 до 4,5 км. Максимальные запасы этих месторождений могут быть приурочены к мезозойскокайнозойским пластам-коллекторам на глубинах 2,5-4,0 км. По величине запасов газа и нефти можно ожидать открытия одного-двух крупных и пяти-семи средних месторождений (вероятно, нефтегазоконденсатных).

На валу Минина в качестве первоочередных ожидается открытие двух месторождений: в южной части вала - Южно-Мининского и к северо-западу от него - Северо-Мининского. Также в пределах вала Минина можно прогнозировать открытие еще двух-трех средних и пяти-семи мелких месторождений УВ.

В пределах южной части Трофимовского горстообразного поднятия в качестве первоочередных ожидается открытие трех наиболее крупных месторождений УВ - Центрально-Тро-фимовского, Южно-Трофимовского и Северо-Трофимовского.

Потенциально нефтегазоносные бассейны (НГБ) Восточно-Сибирского и Чукотского морей отличаются от бассейна моря Лаптевых, главным образом, тектоническим стилем строения, так как они не были подвержены в мезозойско-кайнозойское время влиянию ап-веллинговых океанических рифтов, способных перестроить их тектонические облики. Здесь субширотно ориентированные и сочленяющиеся Восточно-Арктическая и Новосибирская плиты осложнены крупными рифтогенными впадинами и прогибами: Новосибирским, Восточно-Сибирским, Вилькицкого, СевероЧукотским и Южно-Чукотским, разделенными не менее крупными поднятиями Де Лонга, Шелагинским, Врангельско-Геральдской грядой, а также горстообразными выступами -Западно-Врангелевским, Гусинским, о. Новая

Сибирь, Чукотско-Восточно-Сибирской межв-падинной седловиной (см. рис. 2). Рифтогенные впадины и прогибы, судя по материалам региональных грави-магнитометрических и сейсмических работ, в осевых частях осложнены вну-тририфтовыми конседиментационными поднятиями (рис. 4).

Такая особенность тектонического строения рифтогенных впадин бассейнов Восточной Арктики подтверждается хорошо изученными аналогами, ближайшими из которых являются Надым-Пур-Тазовская и Карско-Ямало-Гыданская синеклизы Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна; Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн; Восточно-Барен-цевская (внутривпадинные поперечные седловинные перегородки), Тургайская (Кумколь-ская группа внутририфтовых структур) и Верхнебуриинская (Адниканская группа вну-тририфтовых структур) впадины, а также все нефтегазоносные бассейны Сибирского древнего кратона и др.

В акватории Восточно-Сибирского моря первые открытия возможны в пределах Новосибирской впадины на Восточно-Сибирском межрифтовом блоке, где прогнозируется открытие трех нефтегазоконденсатных месторождений: Восточно-Сибирского Северного, Восточно-Сибирского Центрального и Восточно-Сибирского Южного, а также в пределах впадины Вилькицкого, где прогнозируется (также на межрифтовом блоке) нефтегазоконденсатное месторождение. Ожидается, что залежи газа на этих месторождениях будут приурочены к отложениям миоцена и палеогена, а газоконденсатная залежь - к отложениям верхнего мела. Газовые и газоконденсатные залежи ожидаются на глубинах от 1000 до 2600 м. Ниже по разрезу в отложениях раннемелового и юрского возрастов ожидается открытие нефтяных залежей.

В Чукотском море открытия прогнозируются в пределах трех зон газонефтенакопления: Северо-Врангелевской, Южно-Врангелевской и Южно-Чукотской. В Северо-Врангелевской зоне в качестве первоочередных прогнозируется открытие трех нефтегазоконденсатных месторождений: Западно-Врангелевского, Центрально-Врангелевского и Восточно-Врангелевского. На Южно-Врангелевской и ЮжноЧукотской площадях предполагается открыть, как минимум, по одному одноименному нефтегазоконденсатному месторождению.

№ 3 (14) / 2013

№3(14)/2013

-J

Рис. 2. Схема тектонического районирования и прогноза возможных зон нефтегазонакопления в ОБ морей Восточной Арктики

Научно-технический сборник - ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

№3(14)72013

границы крупных прогибов и поднятий;

границы впадин и поднятий, осложняющих более крупные структуры:

впадины: Л - Лонга; СШ - Северо-Шмидтовская; Ш - Шмидтовская; X — Хоуп; ВГ —

Восточно-Геральдская; А - Айонская;

поднятие: СЧ - Северо-Чукотское;

основные разрывные нарушения;

фронтальные надвиговые зоны киммерийских складчатых поясов;

Северный разлом (сдвиг);

срединно-океанический хребет Гаккеля: а - рифтовая долина; б - трансформные разломы;

границы океанических котловин с континентальными блоками; суша;

береговая линия; море;

континентальный склон;

Северный Ледовитый океан;

маломощный осадочный чехол;

поднятия;

горсты;

прогибы;

грабены;

прогнозируемые первые месторождения углеводородов:

Восточно-Сибирский перспективный участок (I - Восточно-Сибирское Северное,

II - Восточно-Сибирское Центральное, III - Восточно-Сибирское Южное); Вилькицкий перспективный участок (IV - Вилькицкое); Северо-Врангелевский перспективный участок (V - Западно-Врангелевское, VI - Центрально-Врангелевское, VII - Восточно-Врангелевское); Южно-Врангелевский перспективный участок (VIII - Южно-Врангелевское); Южно-Чукотский перспективный участок (IX - Южно-Чукотское); Мининский перспективный участок (X - Южно-Мининское, XI - Северо-Мининское); Трофимовский перспективный участок (XII - Южно-Трофимовское, XIII - Центрально-Трофимовское, XIV - Северо-Трофимовское);

©

о

о

о

открытые месторождения американской части:

1 — Симпсон-Сипс; 2 - Барроу; 3 - Топагорук; 4 - Каолак; 5 - Мид; 6 - Оумалик;

7 - Бургер;

непромышленные скопления нефти и газа;

скопления и проявления природных битумов;

ожидаемые зоны нефтегазонакопления на внутририфтовых гипсометрически приподнятых блоках;

участки наличия ожидаемых газонефтеперспективных антиклинальных структур по результатам региональных и поисковых геофизических работ;

прогнозируемые зоны нефтегазонакопления;

границы потенциально нефтегазоносных бассейнов - Лаптевоморского, Восточно-Сибирского, Чукотского;

государственная граница;

участок применения методики марковской гипсотомографии для прогноза структурного строения осадочного чехла и фундамента; тектонические элементы второго порядка бассейна моря Лаптевых:

1 - Лено-Таймырская зона пограничных поднятий; 2 - Оленекско-Бегичевский грабен; 3 - Южно-Лаптевский прогиб; 4 - Трофимовское поднятие, 5 - Усть-Ленинский грабен; 6 - Вал Минина, 7 - Омолойский прогиб, 8 - Западно-Лаптевское поднятие; 9 - Северо-Лаптевский окраинно-шельфовый прогиб; 10 - Шелонская структурная терраса; 11 - Столбовский горст; 12 - Бельковско-Святоносский прогиб; 13 - Бельковский горст; 14 - Санниковская седловина; 15 - Анисинский прогиб;

16 - Центрально-Лаптевский горст; 17 - Северо-Омолойский грабен; 18 - Восточно-Лаптевское поднятие.

Континентальные блоки в обрамлении шельфа: СК - Северо-Карский; ЧС - Чукотско-Сьюардский.

Некоторые орогенные поднятия, сложенные образованиями киммерийских складчатых поясов: ХБ - хребет Брукса; ВГГ - Врангелевско-Геральдская града; КП - Котельническое поднятие. Плиты: I - Лаптевская краевая; II - Восточно-Арктическая краевая; III - Новосибирская эпикиммерийская плита

Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

76

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Н, км

Вилькицкое

ГВК-3191 м

К

Н, км

- . — внешний контур газоносности _лзп°^ изогипсы кровли верхнего мела, м

внутренний контур газоносности

... — газовая залежь

конденсатная залежь

нефтяная залежь

Рис. 3. Ожидаемые формализованные образы месторождений в ОБ морей Восточной Арктики

Рис. 4. Разрез западной части Новосибирского прогиба. Фрагмент профиля МАГЕ М-90800. В окружности пример конседиментационно-инверсионного внутририфтового поднятия на склоне поднятия Де-Лонга - межразломная структура.

I-IV - сейсмические горизонты: I - дно моря; II - неоген-четвертичные отложения; II-IV - палеоген-неогеновые отложения, IV-А - меловые отложения;

А - кровля акустического фундамента

№ 3 (14) / 2013

Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

77

По аналогии с изученными НГБ [6] в рассматриваемых бассейнах Восточной Арктики наиболее крупные первоочередные для проведения поисковых работ зоны газонефтенако-пления прогнозируются в пределах аналогичных тектонических элементов, и местоположение этих зон обосновано на схеме тектонического районирования. Данная закономерность размещения подавляющего большинства уникальных и крупных месторождений УВ обусловлена генетическим единством (в тектоно-физическом смысле) всех осадочных и НГБ Земли [2]. А неповторимость во всех возможных деталях зон газонефтенакопления как в одном и том же НГБ, так и в совершенно разных бассейнах обусловлена индивидуальностью строения и развития (эволюции) любого осадочного бассейна. Прогноз ожидаемых крупных поднятий протестирован и подтвержден альтернативным в условиях низкой изученности методом анализа тектонического строения - марковской гипсотомографии - т.е. прогнозированием крупных поднятий и впадин с учетом батиметрии дна морей и усредненной скоростной модели осадочного чехла (рис. 5). Для прогнозируемых зон газонефтенакопления обоснованы модели месторождений УВ и величины возможных ресурсов.

Учет роли как глобальной геодинамики, так и рифтогенной деструкции земной коры, вызывающей неравномерное погружение меж- и внутририфтовых блоков, а также дизъюнктивных нарушений - производных рифтогенной деструкции и последующей трансформации осадочного чехла - открывает возможность построения карт тектонического и нефтегазогеологического районирования нового

поколения, позволяющих отразить значительно большее количество тектонических элементов второго порядка: гипсометрически приподнятых меж- и внутририфтовых блоков, а также меж- и приразломных антиклинальных структур, в том числе и надвиговой природы.

При наличии других, необходимых для формирования залежей нефти и газа условий онтогенеза нафтидов, такие карты позволяют осуществлять более дифференцированную в плане качественную и количественную оценку потенциальных ресурсов УВ в диапазоне категорий Д1-С3, а также экспресс-оценку предлагаемых лицензионных участков, с прогнозом возможных зон газонефтенакопления.

Такой подход основан на ранее установленной общей закономерности размещения зон газонефтенакопления, которые приурочены в центральных частях ОБ к меж- и внутри-рифтовым, а в прибортовых зонах - к меж- или приразломным гипсометрически приподнятым блокам фундамента [1]. С учетом указанной закономерности меж- и внутририфтовые блоки с крупными и уникальными скоплениями углеводородов в газонефтеносных комплексах осадочного чехла бассейнов Восточной Арктики могут успешно выявляться комплексом методов грави- и магниторазведки с применением других методов - сейсморазведки, электроразведки, аэрокосмосъемки, геохимии [8]. И, как было отмечено выше, в бассейнах с низкой геолого-геофизической изученностью прогноз ожидаемых крупных поднятий возможен альтернативным методом марковской гипсометрической томографии с учетом батиметрии дна морей и усредненной скоростной модели осадочного чехла [10].

№ 3 (14) / 2013

Рис. 5. Результат контроля прогноза зон нефтегазонакопления методом марковской гипсотомографии

78

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Таким образом, подготовка к освоению углеводородных ресурсов морей Восточной Арктики требует продолжения региональных и поисковых работ в этом малоизученном регионе. Учитывая сложности проведения геофизических и буровых работ в кратчайшие сроки и с максимально высокой эффективностью, большое значение должно уделяться опережающему прогнозу размещения ожидаемых зон газо-нефтенакопления, а в их пределах - месторождений УВ. В условиях минимальной изученности рассматриваемых бассейнов такая задача может быть успешно решена путем прогнозирования размещения зон газонефтенакопления с учетом установленных особенностей текто-

Список литературы

1. Астафьев Д.А. Роль рифтогенеза

в размещении зон нефтегазонакопления (на примере осадочных бассейнов России) / Д.А. Астафьев / Геодинамика, стратиграфия и нефтегазоносность осадочных бассейнов России. - М: ВНИГНИ, 2001. - С. 37-58.

2. Астафьев Д.А. Генетическое единство и индивидуальные различия в строении осадочных бассейнов / Д.А. Астафьев // Геология нефти и газа. - 2002. - № 2. -С. 47-51.

3. Астафьев Д. А. Группировки коромантийных плит в современной геодинамике Земли /

Д.А. Астафьев // Фундаментальные проблемы геотектоники: Материалы XL Тектонического совещания Межведомственного тектонического комитета РАН. - М.: ГЕОС, 2007. - С. 31-35.

4. Астафьев Д.А. Экстремальные состояния геодинамики Земли / Д.А. Астафьев // Фундаментальные проблемы геотектоники: Материалы XL Тектонического совещания Межведомственного тектонического комитета РАН. - М.: ГЕОС, 2007. - С. 36-39.

5. Астафьев Д.А. Причины формирования и распада Пангей / Д.А. Астафьев //

Тектоника и геодинамика складчатых поясов и платформ фанерозоя. - Т. 1: Материалы XLIII Тектонического совещания Межведомственного тектонического комитета РАН. - М.: ГЕОС, 2010. - С. 25-29. 6

6. Астафьев Д. А. Тектоническое строение и перспективы нефтегазоносности северной части Западно-Сибирского тафрогена и его обрамления // Д.А. Астафьев, В.А. Шеин // Геология нефти и газа. - 2010. - № 3. -

С. 19-29.

нического строения рифтогенных ОБ, обоснованных ожидаемых образов месторождений и по аналогии с изученными нефтегазоносными бассейнами Арктики. Наиболее яркими примерами среди хорошо изученных бассейнов-аналогов являются Западно-Сибирский, Барен-цевоморский и Североморский бассейны, где все крупные и уникальные по запасам УВ месторождения связаны преимущественно с межи внутририфтовыми - в осевых и центральных, меж- и приразломными - в бортовых частях бассейнов гипсометрически приподнятыми блоками в фундаменте, над которыми в осадочном чехле сформировались своды, валы и мегавалы.

7. Астафьев Д.А. Возможности повышения эффективности газонефтепоисковых работ на основе учета регионального строения осадочных бассейнов арктических и дальневосточных морей России / Д.А. Астафьев, В.А. Шеин,

А.Г. Черников и др. / Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток: Сборник докладов IV Международной конференции ROOGD-2012 (10-11октября 2012 г.). - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - С 39-60.

8. Цемкало М.Л. Районирование фундамента по структурно-формационным зонам как основа схем перспектив нефтегазоносности / М.Л. Цемкало, Э.А. Таратын,

Э.Ю. Миколаевский и др. // Газовая промышленность. - № 8. - 2011. - С. 30-35.

9. Черников А.Г. Изучение внутреннего строения Земли на основе марковского анализа гипсометрии ее поверхности / А.Г. Черников, М.Б. Матушкин, Н.В. Либина // Разведка

и охрана недр. - № 2. - 2001. - С. 57-59.

10. Черников А. Г. Использование марковской гипсотомографии при геологических исследованиях в океанологии / А.Г. Черников, Н.В. Либина // Океанология. - 2011. - Т. 51. -№ 3. - С. 527-531.

№ 3 (14) / 2013