К оглавлению	УДК 553.98(265.51)
	© В.М. Голубев, 1993

Перспективы нефтегазоносности Берингова моря

В.М. ГОЛУБЕВ (ВНИИокеанология)

Потенциальная нефтегазоносность Берингова моря обоснована при его геолого-геофизическом изучении [1, 3, 4]. Однако общий нефтегазовый потенциал Беринговоморского региона не оценивался, что и стало задачей настоящей работы.

Перспективы нефтегазоносности региона определяются на базе синтеза геолого-геодинамических материалов и комплексного анализа строения осадочного чехла и фундамента, геодинамики и истории развития [5], нефтегеологической характеристики структурно-вещественных (формационных) комплексов чехла. Основой нефтегеологического районирования стало тектоническое районирование, так как геодинамика прямо и опосредованно контролирует формирование осадочных бассейнов, преобразование пород и органического вещества, аккумуляцию и Перераспределение залежей углеводородов.

При районировании в Беринговоморском регионе выделена нефтегазоносная провинция (рисунок), охватывающая единый осадочный мегабассейн. Его формирование обусловлено главным образом позднеорогенной стадией альпийского геодинамического цикла развития Тихоокеанского подвижного пояса. Границей Беринговоморской провинции принята внешняя изолиния мощности осадочного чехла 0,5 км мегабассейна, исходя из опыта нефтепоисковых работ на восточной окраине Евразии.

Выделение Беринговоморской провинции обосновано ее положением в ряду подобных нефтегазоносных структур, охватывающих окраинные моря Тихого океана. Они составляют западную часть Тихоокеанского подвижного и нефтегазоносного пояса, который оконтуривает Тихоокеанскую океаническую платформу. Генетическое сродство Беринговоморской провинции с провинциями азиатской и американской частей нефтегазоносного пояса выражается в типологическом раскрытии ее структур в соседние провинции и предопределяется сегментарной структурой Тихоокеанского подвижного пояса.

Беринговоморская провинция включает Центральную нефтегазоносную область и обрамляющие ее Северную и Южную возможно нефтегазоносные области. Области в целом имеют подобное циркум-зональное строение, но различаются возрастом формационных комплексов осадочного чехла. Межобластные границы устанавливаются по осевым линиям региональных поднятий фундамента. Выделение областей подтверждается подобием не только их внутренней структуры, но и структуры областей общей структуре провинции, а также Тихоокеанской мегапровинции, что объясняется единым, но разноуровненным механизмом преобразования земной коры.

Строение областей определяется циркумзональностью одноименных областей осадконакопления единого мегабассейна. Их образование вызвано развитием позднемезозойско-кайнозойских Корякско-Западно-Камчатской, Южно-Аляскинской и кайнозойских Олюторско-Камчатской, Алеутской складчатых систем и разделенных ими докембрийских срединных массивов: Чукотско-Центрально-Аляскинского, Алеутского, Командорского, Бауэрс. Зоны осадконакопления областей могут быть региональными зонами нефтегазообразования и нефтегазонакопления осадочного мегабассейна, подобно традиционным нефтегазоносным зонам частных осадочных бассейнов - прогибов и впадин. Однотипный набор региональных зон нефтегазонакопления (Возможного нефтегазонакопления) в областях провинции свидетельствует об одноранговости областей. Региональные зоны нефтегазонакопления состоят из тектонически родственных нефтегазоносных и возможно нефтегазоносных районов (бассейнов), которые соответствуют одноименным изначально изолированным осадочным бассейнам. Шельфовые и склоновые районы оконтуриваются по изопахите 1,0 км, выделяющей бассейны, а глубоководные районы разграничиваются по осевым линиям погребенных поднятий и перегибов фундамента.

Региональные зоны нефтегазонакопления представлены цепочками орогенных и посторогенных осадочных впадин и прогибов в тыловых, межгорных, передовых зонах складчатых систем, а также синпозднеорогенными и синпосторогенными чехольными структурами сводовых зон срединных массивов. Региональные зоны нефтегазонакопления ограничиваются осевыми линиями краевых антиклинорных поднятий складчатых систем и срединных массивов и разделяются на районы по осям межбассейновых поперечных поднятий фундамента осадочного чехла.

По современному геоморфологическому положению региональные зоны нефтегазонакопления подразделяются на наземно-шельфовые, шельфовые, шельфово-склоновые, глубоководные, что отвечает и технико-экономической последовательности их освоения. Вместе с тем близкие по формационному набору и тектонической структуре зоны объединяются в пять нефтегеологических типов, первый из которых развит в Северной области, а четыре остальных - в Центральной и Южной областях провинции.

К первому типу региональных зон нефтегазонакопления относятся осадочные бассейны в центральной сводовой части приподнятого (активизированного) срединного массива, а ко второму - осадочные бассейны тыловых прогибов складчатых систем, перекрывающие и края этого массива. Осадочные бассейны межгорных прогибов складчатых систем образуют третий тип. Четвертый тип включает осадочные бассейны передовых прогибов складчатых систем и представлен двумя подтипами. К первому относятся внутренние борта прогибов, примыкающие к складчатым системам, а ко второму - осевые части и внешние борта прогибов, перекрывающие края погруженных (океанизированных) срединных массивов. К четвертому типу относятся и некоторые тыловые прогибы складчатых систем, обращенные к глубоководным котловинам. Последующее за интенсивным позднеорогенным осадконакоплением погружение динамотермально переуплотненных массивов обусловило нахождение генетически единых потенциально нефтегазоносных комплексов осадочного чехла на шельфе и у подножия континентального склона. Современное геоморфологическое положение этих комплексов позволяет выделять в зонах четвертого типа шельфово-склоновые и глубоководные подзоны регионального нефтегазонакопления. Глубоководные подзоны четвертого типа сменяются зонами регионального нефтегазонакопления пятого типа, включающими осадочные бассейны центральных сводов океанизированных массивов.

Северная нефтегазоносная область является в провинции тыловой, граничит с Восточно-Арктической провинцией Арктического нефтегазоносного супербассейна (см. рисунок), представленной возможно нефтегазоносным районом Хоуп. Становление осадочного чехла области связано с тектонической активизацией Чукотско-Центрально-Аляскинского докембрийского массива, перекрытого палеозойско-раннемезозойским промежуточным осадочным чехлом в позднеорогенную эоцен-миоценовую и посторогенную позднемиоцен-четвертичную стадии развития позднемезозойско-кайнозойских складчатых систем Беринговоморского региона. Область представлена наземно-шельфовой Нортонско-Кускоквимской региональной зоной возможного нефтегазонакопления, которая включает осадочные впадины на своде приподнятого срединного массива. Зона состоит из наземно-шельфовых впадин Нортон и Кускоквим и шельфовой Лаврентьевской впадины. В наиболее изученной впадине Нортон осадочный разрез мощностью от 1-1,5 до 3-5 км сложен эоцен-четвертичными авандельтовыми и прибрежно-морскими осадками. Эоценолигоценовый комплекс с содержанием органического углерода около 0,5 % считается нефтегазопроизводящим, из него получены притоки газа. Широкое развитие в этом комплексе разломов может обеспечивать миграцию углеводородов и формирование сводовых, стратиграфических, литологических, дизъюнктивных ловушек. Позднемиоценовые и плиоценовые существенно диатомовые осадки способны быть покрышками для миоценовых песчано-глинистых пород с поровыми коллекторами (эффективная пористость 15-25 %, проницаемость 0,001-0,150 мкм²).

Центральная нефтегазоносная область непосредственно связана с позднемезозойско-кайнозойскими Корякско-Западно-Камчатской и Южно-Аляскинской складчатыми системами и прилегающим океанизированным Алеутским докембрийским массивом. Область состоит и четырех региональных зон нефтегазонакопления: тыловой, наземно-шельфовой Анадырско-Бристольской; межгорной шельфовой Наваринско-Георгиевской; передовой, включающей шельфово-склоновую Хатырско-Унимакскую подзону и подсклоновую глубоководную Окраинно-Алеутскую подзону; присводовой глубоководной Центрально-Алеутской. Первые три зоны сложены эоцен-миоценовым позднеорогенным и позднемиоцен-четвертичным посторогенным существенно терригенными комплексами, которые в осевых частях осадочных прогибов наращиваются позднемеловым-эоценовым раннеорогенным комплексом. В четвертой зоне на своде Алеутского срединного массива в чехле сокращенной мощности выделяются только аналоги двух верхних комплексов, становящиеся тем самым синпозднеорогенным и синпосторогенным. Позднемиоцен-четвертичный комплекс отвечает времени формирования Алеутской глубоководной котловины.

Анадырско-Бристольская региональная зона нефтегазонакопления включает Анадырскую и Бристольскую наземно-шельфовые осадочные впадины тыловых прогибов складчатых систем. Впадины выходят на край Чукотско-Центрально-Аляскинского срединного массива, перекрытый позднемезозойско-кайнозойским Охотско-Чукотским вулканогенным поясом. Перспективы этих впадин связываются с авандельтовыми и прибрежно-морскими эоцен-олигоценовыми и неогеновыми осадками мощностью от 1-1,5 до 3-5 км. Невысоким нефтегазовым потенциалом обладают позднемеловые- эоценовые вулканогенно-осадочные и угленосные отложения, наращивающие разрез впадин в их осевых частях. В наиболее изученной Анадырской впадине из эоцен-олигоценового комплекса на суше получены притоки нефти и газоконденсата, а в неогеновом комплексе открыты полупромышленные залежи нефти и газа. В неогеновых отложениях имеются пласты песчаников с существенно поровыми коллекторами (общая пористость 15-35 %, проницаемость 0,001-0,1 мкм²), для которых пласты глинистых пород могут служить локальными покрышками. Эоцен-олигоценовые песчано-глинистые породы, способные быть нефтегазопроизводящими, обладают трещинными коллекторами.

Наваринско-Георгиевская региональная зона возможного нефтегазонакопления включает шельфовые осадочные впадины Наваринскую и Св. Георгия, которые являются межгорными прогибами складчатых систем. На стыке этих систем на краю Чукотско-Центрально-Аляскинского массива расположена посторогенная осадочная впадина Св. Павла, формационно близкая впадинам Северной области. С тихоокеанской стороны Южной Аляски Наваринско-Георгиевскую зону продолжает наземно-шельфовая осадочная впадина Кука Западно-Американской провинции. Во впадине Кука разрабатывается около 20 крупных нефтяных и газовых месторождений в палеогеновых и неогеновых прибрежно-морских отложениях.

Перспективы Наваринско-Георгиевской зоны связываются с мощной (до 7-9 км) кайнозойской толщей прибрежно-морских отложений, наиболее изученных в Наваринской впадине. Эоцен-олигоценовый трансгрессивно-регрессивный песчано-глинистый комплекс, содержащий 1-2 % органического углерода, рассматривается как нефтегазопроизводящий. Коллекторские свойства этого комплекса невысоки и ловушки углеводородов могут быть приурочены к участкам его выклинивания на склонах блоков основания и к их трещиноватым сводам. В существенно миоценовом регрессивно-трансгрессивном комплексе особенно перспективна нижняя часть, сложенная баровыми песками с эффективной пористостью 15-20 % и проницаемостью 0,05-0,15 мкм². Перспективы позднемелового-эоценового вулканогенно-осадочного субконтинентального комплекса мощностью 2- 3 км и более посредственны из-за худших коллекторских свойств (преимущественно вторичной и трещинной пористости) и низкого содержания органического углерода. Наряду с литологическими и стратиграфическими ловушками углеводородов над поднятиями фундамента не меньшее значение могут иметь дизъюнктивные ловушки в узлах пересечений конседиментационных разломов над прогнутыми частями впадины. В таких узлах отмечены сейсмоамплитудные аномалии «яркого пятна», обычно объясняемые разгрузкой глубинных газовых залежей.

Хатырско-Унимакская региональная подзона нефтегазонакопления включает наземно шельфовые и склоновые осадочные впадины Хатырскую и Унимак, которые являются внутренними (предгорными) бортами передовых прогибов складчатых систем области. Вместе с тем эти впадины расположены на стыке с кайнозойскими складчатыми системами Южной области и имеют черты их тыловых прогибов. Со стороны Тихого океана к этой подзоне могут относиться шельфово-склоновая впадина Кадьяк на склоне Алеутской островной дуги, наземно-шельфовая и склоновая впадина Якатага в предгорье Кордильер Западно-Американской провинции. Во впадине Якатага известно нефтяное месторождение в олигоцен-миоценовых существенно глинистых отложениях.

В наиболее изученной Хатырской впадине перспективы нефтегазоносности связываются с палеогеновыми и неогеновыми авандельтовыми и прибрежно-морскими отложениями мощностью от 1 -1,5 до 3-5 км. В наземной части впадины в неогеновом песчано-глинистом комплексе открыты полупромышленные нефтегазовые залежи. Из эоцен-олигоценового существенно глинистого комплекса, содержащего 0,6-1,2 % органического углерода и способного быть нефтегазопроизводящим, получены притоки газа. Эоцен-олигоценовые породы имеют открытую пористость 5-10 % и проницаемость 0,0001-0,001 мкм², которые возрастают соответственно до 15-30 % и 0,01-0,01 мкм² в неогеновых отложениях. Отсутствие хороших поровых коллекторов в нижней части разреза впадины несколько компенсируется трещиноватостью пород, а мощные пачки неогеновых глинистых пород могут быть локальными покрышками. Учитывая фациальную изменчивость кайнозойских отложений на шельфе следует ожидать литологические, стратиграфические, дизъюнктивные ловушки на склонах локальных поднятий чехла в узлах конседиментационных разломов.

Окраинно-Алеутская региональная подзона возможного нефтегазонакопления включает подсклоновые глубоководные Корякско-Алеутский, Аляскинско-Алеутский, Бауэрско-Алеутский осадочные прогибы. Первые два прогиба являются внешними сброшенными частями передовых прогибов складчатых систем Центральной области, тогда как Бауэрско-Алеутский прогиб представляет собой тыловой прогиб кайнозойской складчатой системы Южной области. Подсклоновые осадочные прогибы ограничивают Центрально-Алеутскую региональную зону возможного нефтегазонакопления на своде погруженного Алеутского массива. Эта зона по строению фундамента разделяется на два района. В фундаменте Западно-Алеутского района предполагаются меловые - эоценовые базальты 2-го «океанического» слоя, образовавшегося одновременно с Охотско-Чукотским вулканогенным поясом. В Восточно-Алеутском районе фундамент может слагать и палеозойско-раннемезозойские метаосадочные комплексы промежуточного чехла докембрийского массива.

Перспективы дна Алеутской глубоководной котловины связываются со значительной мощностью преимущественно кайнозойского осадочного чехла подсклоновых прогибов (7-9 км и более) и сводовой зоны котловины (5-3 км), а также высоким геотермическим градиентом (58 °С/км), достаточным для катагенетического преобразования органического вещества на глубине 1-2 км. Содержание органического углерода в позднемиоцен-четвертичном существенно диатомовом и турбидитном комплексе варьирует в пределах 0,2-0,8 %. В этом комплексе возможно сводовые и дизъюнктивные ловушки с газогидратными покрышками, выраженными сейсмоамплитудными аномалиями «яркого пятна» в сводовой зоне и аномалиями BSR в обрамлении котловины и подсклоновых прогибах. Содержание газа в донных осадках над аномалиями возрастает, а связь аномалий с поднятиями фундамента свидетельствует о развитии в осадочном чехле котловины конседиментационных разломов, способных обеспечивать миграцию углеводородов из эоцен-миоценовых существенно терригенных отложений.

Нефтегеологические параметры подсклоновой глубоководной подзоны краевых осадочных прогибов складчатых систем определяются по их наземно-шельфовому и склоновому эталону - Хатырской впадине. Однако увеличение мощности осадочных комплексов, их меньшая дислоцированность, наличие в верхнем комплексе регионального покрова диатомовых глин - все это повышает перспективы подсклоновых прогибов по сравнению с их шельфовой частью. К тому же сейсмогеологические и палеотектонические признаки, свидетельствующие о мелководном происхождении основной нижней части осадочного чехла глубоководной котловины, компенсируют неразработанность проблемы генерации углеводородов на океанических глубинах.

Южная нефтегазоносная область включает осадочные бассейны кайнозойских Олюторско-Камчатской и Алеутской складчатых систем и ограниченных этими системами океанизированных докембрийских массивов Командорский и Бауэрс. Область состоит из четырех региональных зон возможного нефтегазонакопления: тыловой, подсклоновой глубоководной Командорско-Бауэрской; межгорной, наземно-шельфовой Центрально-Камчатской; передовой, шельфово-склоновой и подсклоновой глубоководной Восточно-Камчатской; присводовой глубоководной Центрально-Командорско-Бауэрсовской. Первые три зоны сложены миоценовым позднеорогенным и позднемиоцен (плиоцен) четвертичным посторогенным преимущественно терригенными комплексами, которые в осевых частях осадочных прогибов наращиваются эоценолигоценовым раннеорогенным вулканогенно-осадочным комплексом. В четвертой зоне - на сводах срединных массивов Командорский и Бауэрс - в сокращенной мощности выделяется только аналог верхнего существенно плиоцен-четвертичного диатомового комплекса, становящийся тем самым синпосторогенным и отвечающий времени образования этих глубоководных котловин Командорской и Бауэрс.

Командорско-Бауэрская регаональная зона возможного нефтегазонакопления состоит из Алеутско-Бауэрского подсклонового осадочного прогиба, который является сброшенным тыловым прогибом Алеутской складчатой системы, выходящим пологим бортом на погруженный срединный массив Бауэрс. Подобной зоной может быть наземношельфовая Западно-Камчатская региональная зона нефтегазонакопления Охотоморской провинции. В этой зоне, представленной Шелиховским районом (см. рисунок), открыто газоконденсатное месторождение в миоценовых отложениях.

Центрально-Камчатская региональная зона возможного нефтегазонакопления представлена в Беринговоморской провинции только Карагинско-Корфской наземно-шельфовой осадочной впадиной. Впадина является межгорным прогибом Олюторско-Камчатской складчатой системы и выполнена прибрежно-морскими эоцен-олигоценовыми и неогеновыми отложениями мощностью от 1-1,5 до 2-4 км. На побережье в них встречены битумопроявления и сероводородные источники. Эоценолигоценовые вулканогенно-осадочные породы обогащены органическим углеродом (0,2-1,0 %), что позволяет считать их нефтегазопроизводящими. В этом комплексе возможны трещинные и порово- трещинные коллекторы, а в неогеновом комплексе - трещинно-поровые и поровые с общей пористостью 15-25 % и проницаемостью 0,02-0,08 мкм². Мощные пачки глинистых пород и практически непроницаемых песчаников неогенового разреза способны быть локальными покрышками. Литологические, стратиграфические, дизъюнктивные ловушки углеводородов могут формироваться на склонах локальных поднятий чехла над прогнутой частью впадины.

Восточно-Камчатская региональная зона возможного нефтегазонакопления включает шельфово-склоновые и подсклоновые осадочные бассейны Восточной Камчатки и Курило-Камчатский глубоководный желоб. В Беринговоморской провинции к этой зоне относится Олюторская шельфово-склоновая впадина и Камчатско-Командорский подсклоновый глубоководный прогиб. Они являются частями изначально единого передового осадочного прогиба Олюторско-Камчатской складчатой системы, выходящего на край погруженного Командорского срединного массива. Перспективы Олютор- ской впадины связываются с прибрежно-морскими неогеновыми отложениями мощностью от 1 -1,5 до 2-3 км. На побережье в них встречены единичные битумопроявления, однако эти отложения имеют плохие коллекторы, проблематичны и надежные глинистые покрышки углеводородов. Камчатско-Командорский подсклоновый прогиб характеризуется увеличенной мощностью осадков (до 3-4 км) и большей выраженностью эоцен-олигоценового раннеорогенного комплекса в осевой части прогиба. Мелководное происхождение основной части чехла подсклонового прогиба предполагает значительное улучшение коллекторских свойств и повышение содержания органического углерода в эоцен-олигоценовом комплексе, способного быть нефтегазопроизводящим. Такие же перспективы имеют осадочные бассейны Южно-Алеутской региональной зоны возможного нефтегазонакопления, по сути относящейся к Беринговоморской провинции. Эта зона подобна Восточно-Камчатской и объединяет небольшие шельфово-склоновые осадочные впадины тихоокеанского склона западной части Алеутской островной дуги и Алеутский глубоководный желоб. В глубоководных скважинах 180, 182, 186 зоны в плиоцен-четвертичном трубидитном комплексе отмечены выделения метана и этана.

Центрально-Командорско-Бауэрская региональная зона возможного нефтегазонакопления включает осадочные структуры центральных сводовых зон океанизированных докембрийских массивов Командорский и Бауэрс. Перспективы этой зоны малы из-за небольшой мощности (0,5-1,5 км) осадков, перекрывающих эоцен-миоценовые базальты 2-го «океанического» слоя, образовавшегося одновременно с Камчатско-Корякским и Алеутским вулканогенными поясами, приуроченными к осевым зонам кайнозойских складчатых систем. Вместе с тем распространение в Центрально-Бауэрском районе сейсмоамплитудных аномалий «яркого пятна» и выделение газа из позднемиоценовых диатомовых и турбидитных отложений глубоководных скважин 189 и 191 несколько повышает перспективы.

Оценка нефтегазовых ресурсов Беринговоморской провинции осложняется отсутствием в ней промышленных месторождений нефти и газа. Полупромышленные месторождения в наземных частях Анадырской и Хатырской впадин лишь подтверждают потенциальную нефтегазоносность региона и статус нефтегазоносной провинции. Отсутствие месторождений может объясняться локализацией осадочного чехла на дне моря, нефтепоисковые работы на шельфе которого начались в США в 80-х годах. Тем самым прогнозная оценка ресурсов нефти и газа региона возможна с помощью внепровинциальных нефтегазоносных бассейнов-аналогов, подбор которых облегчается нефтегеологическим районированием и типизацией районов Беринговоморской провинции.

Критериями подбора шельфовых нефтегазоносных бассейнов-аналогов приняты следующие: тектонотип осадочного бассейна, возраст, мощность, состав его структурно-вещественных комплексов, определяющих потенциальную нефтегазоносность малоизученных осадочных бассейнов. Для глубоководных районов провинций дополнительным критерием стала история их развития, позволяющая на основании мелководного происхождения большей части их осадочного разреза сопоставлять эти районы с наземно-шельфовыми осадочными бассейнами.

Типовые бассейны-аналоги подбирались в первую очередь в соседних нефтегазоносных провинциях, исходя из прямых структурных связей - бассейны Центральной и Южной Аляски. Кроме прямых аналогов привлечены косвенные бассейны-аналоги азиатской (Японское море) и североамериканской (Калифорнийский залив) частей Тихоокеанского пояса, а также прилегающие к поясу бассейны Гудзонова и Мексиканского заливов.

Однако ни один из этих нефтегазоносных бассейнов не является полным аналогом районов Беринговоморской провинции и имеет черты регионального своеобразия структуры, возраста, состава отложений, не говоря уже о нахождении сравниваемых бассейнов в разных широтных климатических зонах. В связи лишь с подобием эталонных нефтегазоносных бассейнов и принципиальной невозможностью выразить в объективных количественных коэффициентах аналоги их отличия, для каждого зонального тектонотипа районов Беринговоморской провинции подобрано два бассейна-аналога. Их средние площадные плотности ресурсов углеводородов и показатели соотношения нефти и газа приняты исходными подсчетными. Причем, взято среднее значение стандартного класса плотности, ставшего срединным относительно двух классов, включающих бассейны- аналоги. При пограничных значениях плотности ресурсов предпочтение отдано низшему классу. Таким образом, прогнозная оценка ресурсов углеводородов Беринговоморской провинции вероятностная с возможным отклонением реальных ресурсов ±50 % от расчетных. Достоверность оценки относится ко всем подразделениям провинции и характеризует их максимально и минимально возможные ресурсы углеводородов.

При подборе удаленных нефтегазоносных бассейнов-аналогов в первую очередь использована аналогия на уровне мегабассейнов. Так, для богатейшего нефтегазоносного бассейна Мексиканского залива показательно нахождение Средиземного глубоководного моря в тылу дугообразного изгиба глобального пояса складчато-глыбовых деформаций альпийского возраста, подобно Берингову морю. В таком же положении находятся только Средиземное море и Персидский залив с его гигантскими нефтегазовыми месторождениями.

В этих глобальных структурных узлах земной поверхности пересекаются широтные и долготные деформационные пояса Земли с глобальным континентальным поясом складчато-глыбовых деформаций. Повышенная геодинамическая активность деформационных поясов и особенно их узлов может обеспечивать вблизи них циклический расцвет жизни, повышенную биопродуктивность и интенсивное осадконакопление с возникновением крупнейших ареалов нефтегазообразования, объединяющихся в глобальный пояс нефтегазонакопления [2]. Геодинамический контроль масштаба биопродуцирования, предопределяющий масштаб нефтегазообразования, дополняется климатическим контролем, обусловленным в основном широтной климатической зональностью. Вместе с тем циклическая активизация разноранговых геодинамических зон и узлов позволяет считать, что повышенная биопродуктивность отдельных морских бассейнов может свидетельствовать о повышенных перспективах нефтегазоносности их разновозрастного осадочного чехла.

Все эти глобальные предпосылки нефтегазоносности предполагают достаточно высокий потенциал Беринговоморской провинции, находящейся в геодинамически активном узле, но в относительно менее благоприятной для биопродуцирования и существенно газоносной широтной климатической зоне. Тем более, что как биопродуктивный (рыболовный) регион Берингово море входит в группу богатейших в мире. При этом Беринговоморская провинция расположена на одной широте и противоположной долготе с крупной нефтегазоносной провинцией Северного моря, т.е. в какой-то мере является ее геодинамическим и в этом смысле нефтегеологическим аналогом. Долготным (на противоположной широте) и собственно антиподальным (на противоположной долготе и широте) геодинамическим аналогом провинции являются моря Росса и Уэдделла - самые перспективные на углеводороды осадочные бассейны Антарктики.

Значимость Беринговоморской провинции и ее ранг подтверждает оценка прогнозных геологических ресурсов, которые составили 16,0 млрд. т углеводородов на площади 1331 тыс. км² при процентном соотношении нефть/газ 55/45. На шельфе (до изобаты 200 м) площадью 418 тыс. км² сконцентрировано 5,2 млрд. т углеводородов, а в глубоководных районах площадью 918 тыс. км² - 10,8 млрд. т. Средняя плотность ресурсов углеводородов составила для шельфа 12,7 тыс. т/км², а в глубоководных районах - 11,8 тыс. т/км². Максимальной плотностью ресурсов (18 тыс. т/км²) в провинции характеризуется тектонотип межгорных и передовых осадочных прогибов позднемезозойско-кайнозойских складчатых систем, что обеспечивается приуроченностью к альпийским передовым прогибам крупнейших нефтяных месторождений.

Наиболее перспективны на крупные скопления нефти и газа районы Центральной нефтегазоносной области, представленные межгорными и краевыми осадочными прогибами позднемезозойско-кайнозойских Корякско-Западно-Камчатской и Южно-Аляскинской складчатых систем, а также синорогенной и синпосторогенной осадочной впадиной на своде Алеутского океанизированного докембрийского массива. Ресурсы Центральной области площадью 1060 тыс. км² составляют 14,7 млрд. т (92 % ресурсов провинции) при средней плотности 13,9 тыс. т/км² и среднем процентном соотношении нефть/газ 55/45.

На шельфе Центральной области особенно перспективны районы Наваринский и Св. Георгия (типовые бассейны-аналоги залив Кука, США и Симанто, Япония) с ресурсами углеводородов 1188 и 860 млн. т при плотности 18 тыс. т/км² и процентном соотношении нефть/газ 60/40. Такой же плотностью ресурсов и процентном соотношением нефть/газ (70/30) характеризуются подсклоновые районы Алеутской глубоководной котловины: Корякско-Алеутский, Аляскинско-Алеутский, Бауэрско-Алеутский с ресурсами соответственно 824, 333, 832 млн. т углеводородов. Другие шельфовые районы: Анадырский, Бристольский (типовые бассейны-аналоги Исикари и Сендай, Япония), Хатырский, Унимак (типовые бассейны-аналоги Сент-Элиас и Северо-Калифорнийский, США) имеют несколько меньшую плотность ресурсов (13 тыс. т/км²), но достаточно высокие их объёмы: 786, 975, 377, 280 млн. т соответственно при процентном соотношении нефть/газ 60/40. Однако несравненно более высокими ресурсами углеводородов при такой же плотности обладают Западно-Алеутский и Восточно-Алеутский районы центральной части глубоководной котловины: 3630 и 4618 млн. т при процентном соотношении нефть/газ 50/50. Типовыми бассейнами-аналогами этих районов являются Мексиканский и Гудзонов заливы в США. В Центральной области можно рассчитывать на средние и крупные существенно газовые месторождения в неогеновых отложениях и существенно нефтяные и газоконденсатные - в эоцен-олигоценовых.

Значительно менее перспективны синпозднеорогенные и синпосторогенные осадочные впадины Северной возможной нефтегазоносной области (бассейны-аналоги континентальный Юкон-Флетс-Кандик и Восточно-Беринговоморский, США). Они расположены на своде Чукотско-Центрально- Аляскинского докембрийского массива и часто имеют сокращенный (до 1 -1,5 км) разрез. Ресурсы углеводородов этой шельфовой области площадью 84 тыс. км² составляют 614 млн. т при средней плотности 7,3 тыс. т/км² и среднем процентном соотношении нефть/газ 65/35. Самым перспективным районом является впадина Нортон - 212 млн. т углеводородов при плотности 8 тыс. т/км² и процентном соотношении нефть/газ 70/30. В Северной области можно надеяться на средние и мелкие нефтегазовые месторождения.

Перспективы Южной возможно нефтегазоносной области площадью 186 тыс. км², служащей кайнозойским аналогом Центральной области, оцениваются еще ниже - 716 млн. т углеводородов при средней плотности 3,8 тыс. т/км² и среднем процентном соотношении нефть/газ 35/65. Понижение перспектив объясняется меньшими размерами структур осадочного чехла, сокращенной (до 1-1,5 км) мощностью отложений, существенно вулканогенным составом потенциально нефтегазоносных комплексов, более узким стратиграфическим диапазоном (преимущественно поздний миоцен), глубоководностью осадков основной части области. Отрицательно сказывается и слишком высокая сейсмическая и вулканическая активность Южной области, способствующая разрушению нефтегазовых залежей. Относительно перспективна Карагинско-Корфская шельфовая осадочная впадина (типовые бассейны-аналоги Акита и Рюкю, Япония) - 76 млн. т углеводородов при плотности 8 тыс. т/км² и процентном соотношении нефть/газ 60/40. Такие же параметра имеют Камчатско-Командорский и Алеутско-Бауэрский подсклоновые глубоководные осадочные прогибы (типовые бассейны-аналоги Канто и Курильский, Япония) - соответственно 58 и 87 млн. т углеводородов. В этих районах Южной области можно ожидать мелкие нефтегазовые месторождения.

Существенно нефтеносными в Беринговоморской провинции могут быть эоцен-олигоценовый и раннемиоценовый, главным образом терригенные комплексы. Позднемиоцен-плиоценовый комплекс уже преимущественно газоносен. Некоторыми перспективами обладает фрагментарный глубокопогруженный позднемеловой - эоценовый комплекс Центральной области, который рассматривается в качестве ее малого (0-5 % ресурсов) резерва.

Потенциальная нефтегазоносность осадочных бассейнов Беринговоморского региона обусловлена кайнозойским подциклом глобального нефтегазонакопления, стимулированного позднеорогенной стадией альпийского геодинамического цикла и начальной стадией неотектонического цикла. Нефтегазогенерационный потенциал двух верхних осадочных комплексов может контролироваться эоценовым и миоценовым (менее масштабным) климатическими оптимумами, которые совместно с одновременной геодинамической активизацией стимулируют резкий рост биопродуцирования.

К самым перспективным участкам на залежи углеводородов (в частности, нефти) во всех областях провинции относятся приосевые части осадочных бассейнов в узлах их пересечений поперечными и диагональными разломами. Это подтверждается размещением основной части главных месторождений нефтегазоносных бассейнов мира, особенно орогенных прогибов складчатых систем. Над узлами разломов расположены месторождения и прямого бассейна-аналога наиболее перспективных районов провинции - межгорной впадины Кука. Приуроченность крупнейших месторождений нефти и газа к узлам сети планетарной трещиноватости может объясняться интенсификацией биопродуцирования и последующего нефтегазообразования в геодинамически активных районах земной поверхности [2]. Сводовые поднятия осадочного чехла в узлах пересечений разломов, развивающихся в большей части конседиментационно, формируют основные типы ловушек углеводородов: литологические, стратиграфические, дизъюнктивные. Трещиноватость локальных структур чехла создает как пути миграции углеводородов, так и резервуары для нефти и газа, часто улучшая невысокие коллекторские свойства пород. Особенно эффективными путями движения рассеянной нефти могут быть листрические разломы, обрамляющие локальные структуры чехла и дренирующие практически весь породный бассейн. Таким образом, умеренно повышенная сейсмическая активность осадочного бассейна, циклически стимулирующая (раскрывающая) его дренажную сеть, является еще одной геодинамической предпосылкой формирования крупных залежей углеводородов.

Приуроченность нефтегазовых скоплений к узлам конседиментационных разломов может стать ярким поисковым признаком при работах в осадочных бассейнах переходной зоны континент - океан, отличающихся активной геодинамикой и изначально перспективных. При этом высокая оценка потенциала Беринговоморской нефтегазоносной провинции выводит ее в ряд важнейших объектов для проведения морских нефтепоисковых работ на востоке России и отводит Беринговому морю роль крупного нефтегазопромыслового региона XXI в.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Геология Берингова моря и его континентального обрамления / Под ред. Б.X. Егиазарова, О.П. Дундо. - Л.: Недра, 1985.

2. Голубев В.М. Геодинамические и космофизические предпосылки образования и глобального распределения нефтегазовых скоплений // Сов. геология. - 1989. - № 10.- С. 16-23.

3. Иванов В.В. Осадочные бассейны Северо-Восточной Азии (сравнительный нефтегеологический анализ). - М.: Наука, 1985.

4. Geology and resource potential of the continental margin of western North America and adjacent ocean basins - Beaufort Sea to Baja California / Ed. D. W. Scholl, A. Grantz, I. G. Vedder. Tulsa, Oklahoma. 1987. 199 p.

5. Golubev V.M. The structure and evolutionary history of the Bering Sea region // 29 International Geological Congress, abstracts, V. 1. Kyoto, Japan. 1992. P. 114.

Abstract

Oil and gas geological zonation of Bering sea region is carried out on the base of complex analysis and generalization of geological-geophisical and oil and gas geological data,' tectonic zonation and plate tectonic reconstructions. Bering Sea oil and gas bearing province is revealed. It consists of three regions, associated with areas of sedimentation of the megabasin. Tectonic typization of the sedimentary basins is carried out and geological oil and gas reserves of all units of the province are valued by analogy with out-provincial oil and gas bearing basins.

High prospects of shelf and deep-water- regions of the central area are proved. The Eocene-Miocene mainly terrigenous complexes possess petroleum potential, they are the most perspective in near-axis parts of sedimentary troughs at places, where they are crossed by transverse faults.

Рисунок Схема перспектив нефтегазоносности Беринговоморского региона:

1 - изоглубины дна, м; 2 - границы нефтегеологических структур: а - провинций, б - областей, в - районов: 3 - площади главных потенциально нефтегазоносных осадочных комплексов: а - неогенового, б - палеоген-неогенового; 4 - удельная плотность прогнозных ресурсов углеводородов, тыс. т/км²: а - бесперспективные земли; б - до 5; в - 5-10; г- 10-15; д - 15-20; нефтегазоносные и возможно нефтегазоносные структуры: Беринговоморская нефтегазоносная провинция: А - Северная область с районами: 1 - Нортон, 2 - Лаврентьевский, 3 - Кускоквим; Б - Центральная нефтегазоносная область с районами: 4 - Анадырский нефтегазоносный, 5 - Бристольский, 6 - Наваринский, 7 - Св. Павла, 8 - Св. Георгия, 9 - Хатырский нефтегазоносный, 10 - Унимак, 11 - Корякско-Алеутский, 12 - Аляскинско- Алеутский, 13 - Бауэрс-Алеутский, 14 - Западно-Алеутский, 15 - Восточно-Алеутский; В - Южная область с районами: 16 - Карагинско- Корфский, 17 - Олюторский, 18 - Камчатско-Командорский, 19 - Алеутско-Бауэрский, 20-Центрально-Командорский, 21 -Центрально- Бауэрский; сопредельные провинции с районами: 22 - Хоуп, 23 - Шелиховский, 24 - Восточно-Камчатская группа, 25 - Кука нефтегазоносный, 26- Кадьяк, 27 - Курило-Камчатская группа, 28 - Алеутская группа