ГРАБЕН-РИФТОВАЯ СИСТЕМА И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ НА СЕВЕРЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Д.А. Астафьев, В.А. Скоробогатов, А.М. Радчикова (ВНИИгаз)
В связи с необходимостью обеспечения запасами промышленных категорий действующих и создаваемых центров газо- и нефтедобычи на севере Западно-Сибирского НГБ, весьма актуальной для этого региона является проблема прогноза и выявления новых крупных зон нефтегазонакопления, а в их пределах - новых месторождений УВ. Отдаленность от транспортных коммуникаций, сложные ландшафтно-климатические условия и, как следствие, увеличение затрат на поисково-разведочные работы сдерживают темпы освоения ресурсов УВ в рассматриваемом регионе. Изменению такого положения будет способствовать повышение достоверности прогноза зон нефтегазонакопления на основе новых тектонических и геодинамических критериев, обусловленных, в частности, и рифтогенезом.
Известные, принятые большинством геологов, представления о зарождении и дальнейшем развитии мезо-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирского НГБ связаны с рифтогенной деструкцией гетерогенной, разного времени аккреции и консолидации архей-протерозой-палеозойской земной коры в позднепермско-триасовое время (Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С., Чистякова Н.Ф. и др., 1988; Сурков В.С., Трофимук А.А., Жеро О.Г. и др., 1982; [4]) и последующим формированием надрифтовой депрессии, которое продолжается и в настоящее время. Наличие рифтовой системы Западно-Сибирского НГБ по материалам грави- и магниторазведки, сейсморазведки и бурения впервые обосновали В.С. Сурков и др. [4]. Такая система включает несколько взаимосвязанных, заполненных в нижней части интрузивными, а в верхней - вулканогенно-осадочными породами грабен-рифтов: Колтогорско-Уренгойский (центральный), Худуттейский, расположенный западнее, Худосейский - вдоль восточного склона бассейна, на севере - Ямальский и два грабен-риф- та субширотного простирания, ответвляющихся в Енисейско-Хатангский НГБ - Жданихинский и Агапский.
В южной половине Западно- Сибирского НГБ система грабен-рифтов дополняется менее выраженными, диагонального северо-западно-юго-западного простирания - Усть-Тымским и Чузикским на востоке и Аганскими (до 6) грабен-рифтами, простирающимися к юго-западу от Колтогорско-Уренгойского.
Между этими грабен-рифтами по материалам сейсморазведки и бурения выделены многочисленные, гипсометрически приподнятые межрифтовые, реже внутририфтовые блоки, контролирующие размещение всех основных зон нефтегазонакопления. В осадочном чехле это своды и мегавалы размерами в десятки и сотни километров и амплитудой в сотни метров, наиболее крупные из них Нижневартовский, Сургутский, Уренгойский, Ямбургский, Медвежий, Русско-Часельский, Нурминский, Центрально-Ямальский и др. С ними и с подобными им структурами связаны уникальные по запасам месторождения УВ: Самотлорское, Мамонтовское, Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др.
В связи с недостатком геолого-геофизического материала, для арктических районов оставались проблематичными северные продолжения (в Карское море) Ямальского и Колтогорско-Уренгойского грабен-рифтов. Число вариантов (> 10) продолжения и конфигурации рифтовой системы в Карском море свидетельствует о несовершенстве представлений о глубинном строении земной коры Западно-Сибирского НГБ и разном понимании роли рифтогенеза в формировании фундамента, осадочного чехла и контроле размещения зон нефтегазонакопления.
Оспариваются не только пространственное положение, конфигурация грабен-рифтов в Карском море, но и их существование на севере Западной Сибири в принципе. Например, А.М. Брехунцов, В.С. Бочкарев и Н.П. Дещеня [2] отрицают наличие на севере самого главного Колтогорско-Уренгойского грабен- рифта и юрского желоба над ним. Непонятными остаются в такой трактовке причины столь глубокого (до 10-12 км) погружения домезозойского фундамента в пределах Гыданской и Усть-Енисейской депрессий, поскольку без рифтогенной деструкции коры это невозможно.
Кроме того, упомянутые авторы признают наличие грабен-рифтов к югу и юго-западу от Нового Уренгоя и отмечают рассредоточенный характер их распространения. Надо понимать, что их число здесь существенно больше, чем ранее выделялось по положительным грави- и магнитным аномалиям.
По другой интерпретации, наоборот, всю область, ограниченную Ямальским и Колтогорско-Уренгойским грабен-рифтами, Н.В. Шаблинская (1976) выделяет как единый Ямало-Пуровский авлакоген.
С позиции концепции тектоники литосферных плит примерно в этих же границах С.В. Аплоновым [1] обоснован Обский палеоокеан с базальтовой корой триасового возраста, причем в двух версиях. Согласно первой - в Обский палеоокеан включены северная часть Ямала, Гыдан, Усть-Енисейская впадина, а в Карском море - вся северная часть Русановско-Скуратовской зоны поднятий. На юге в зону палеоокеана включены Ямбургский, Уренгойский и другие крупнейшие мегавалы. Кроме того, по всей южной части Западно-Сибирского НГБ выделены области пермско-триасового континентального (без спрединга) рифтогенеза, что согласуется с представлениями об их рассредоточенности. В частности, такой грабен-рифт, как Худосейский, попадает в разряд континентальных рифтов и пересекает на месте Большехетской впадины, наиболее глубокой (до 14 км по подошве триаса) в Западно-Сибирском НГБ, Нядояхский микроконтинент. В данном случае впадина и микроконтинент плохо согласуются, так как микроконтиненты имеют относительно высокие гипсометрические значения.
По второй, более поздней, версии [1] границы Обского палеоокеана заметно расширены как на запад, так и восток, но на севере Ямала выделен Малыгинский микроконтинент, отделяющий Южно-Карский остаточный океанический бассейн (а не рифт), охватывающий уже практически всю Русановско-Скуратовскую зону поднятий. Здесь противоречие в том, что с областями распространения остаточной океанической коры связаны, как правило, депрессионные зоны, а не одна из крупнейших в мире гипсометрически приподнятых зон - зона газо- и нефтенакопления. Кроме того, в Обском палеоокеане рисуется одна ось спрединга, проходящая между Колтогорско-Уренгойским, с одной стороны, и Худуттейским и Ямальским грабен-рифтами - с другой. При таком положении эта ось не согласуется с аномалиями гравитационного и магнитного полей и сечет мегавалы (Уренгойский, Ямбургский, Антипаютинский, Геофизический, Тамбейский и др.) и разделяющие их прогибы, имеющие существенные различия в структуре земной коры (мощность, состав, геотермия и т.д.).
На схеме расположения грабен-рифтовых систем в структуре литосферы Арктической области Карско-Западно-Сибирская мезо-кайнозойская грабен-рифтовая система показана в виде дуги, огибающей по акватории Карского моря п-ов Ямал, начиная от северо-западного окончания Ямальского грабен-рифта, продолжающейся на юго-восток и далее на восток по северной части Енисей-Хатангского НГБ. Колтогорско-Уренгойский грабен-рифт на этой схеме доходит примерно до Гыданского свода и резко, под углом > 90°, разворачивается на восток, проходя по южной части Енисей-Хатангского НГБ [3].
Эти же авторы на схематической карте грабен-рифты Карского моря изображают в виде трех узких межразломных зон с увеличенными до 2-4 км мощностями триасовых отложений, простирающихся линейно до Новоземельского склона, а продолжение Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта распространяют до континентального склона.
Привлекает внимание также схема разновозрастных грабен-рифтовых систем и разломных зон севера Западной Сибири, составленная Э.В. Шипиловым и др. [5], образующих каркас, напоминающий решетку или битую тарелку. В Карском море на этой схеме отчетливо выделены блоки северной части Русановско-Скуратовской зоны, а в районах Гыдана, Ямала и Усть-Енисейской впадины эта рифтовая система совпадает с ранее известными вариантами лишь фрагментами.
Анализ накопленного геолого-геофизического материала и научных обобщений, а главное - построения профильных геологических разрезов по линиям профилей ГСЗ, МОГТ в совокупности со структурными картами по основным отражающим горизонтам осадочного чехла позволил сделать вывод о существенно более интенсивной рифтогенной и дизъюнктивной раздробленности земной коры севера Западной Сибири (рис. 1, 2). Так, в восточной части Карского моря у берегов п-ва Ямал по этим материалам уверенно выделяются Белоостровский и Пухучанский мегапрогибы, отделяющие крупную Русановско-Скуратовскую и продолжающиеся от нее на юг Обручевскую и Шараповскую, а на север Розевскую и Быррангскую гипсометрически приподнятые зоны. Северо-западная часть Карской синеклизы деструцирована системой соединяющихся грабен-рифтов, включающей Литковский, Ноябрьский и Чекинский, а на севере - обособленный Свердрупский грабен-рифт.
На Ямале наметились прогибы Хабеинский - между Северо-Ямальским (Малыгинским) и Средне- Ямальским (Северо-Тамбейским) блоками, а также Северо-Сеяхинский - между Тамбейским и Центрально-Ямальским приподнятыми блоками. Хабинский прогиб на севере соединяется с Лабияхинским, а последний сливается с Белоостровским, отделяя Преображенский приподнятый блок.
На юге Ямала прослеживается Байдарацкий прогиб, соединяющийся на северо-западе с Пухучанским, а на юго-востоке переходящий в Ярояхинский. Эти прогибы ограничивают Ново-Портовский, Нурминский, Бованенковский и Харасавейско-Крузенштернский мегавалы, приуроченные к единому Южно-Ямальскому гипсометрически приподнятому блоку.
К востоку от Ямала и Щучинского выступа закартировано множество прогибов (Парусовый, Сеяхинский, Северо-Сеяхинский, Восточно-Широтный, Антипаютинский, Северный и Южный, ответвляющиеся от Усть-Енисейской впадины и ограничивающие Ладертойскую зону антиклинальных поднятий), пересекающих Обскую губу и расчленяющих Гыданскую синеклизу на гипсометрически приподнятые блоки: Юрацкий, Гыданский, Ладертойский, Преображенский, восточные продолжения Танамского и Геофизического, Адерпаютинский, Нижнемессояхский, Западно-Танамский, а на севере - Таймырский и Западно-Таймырский. Впервые оконтуренный Ладертойский выступ, расположенный в западной половине Усть-Енисейской впадины, обособлен с юга и севера сочленяющимися с ней прогибами.
Согласно такой тектонической схеме, ранее выделяемая в пределах Гыданской синеклизы северная часть Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта оказывается более сложной конфигурации. По существу эта часть является самостоятельной ветвью, отделенной от южной части этого грабен-рифта крупным Нижнемессояхским приподнятым блоком субширотного простирания. Как самостоятельная (обособленная) она была выделена первоначально по материалам грави- и магниторазведки. Судя по большому числу локальных структур, выявленных к северу от Антипаютинского газового месторождения, на западных продолжениях Танамского мегавала, Ладертойского свода и восточном склоне Гыданского свода, в этом “узле” участок Колтогорско- Уренгойского грабен-рифта представляет собой систему сочленяющихся между собой узких грабен-рифтов: Сояхинского, Антипаютинского, южной ветви Усть-Ени- сейского, Северо-Сеяхинского, Лабияхинского и сохраняющегося в прежних очертаниях самого северного участка Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта под Яруяхинским мегапрогибом.
После выделения и оконтуривания грабен-рифтов в фундаменте этой конкретной территории по критериям - прогиб, мегапрогиб или впадина в осадочном чехле стало очевидным, что все известные месторождения УВ приурочены к межрифтовым, гипсометрически приподнятым блокам. В более изученной бурением и сейсморазведкой Надым-Пур-Тазовской синеклизе такая важная особенность строения, а также связанная с ней закономерность размещения открытых месторождений УВ и в целом зон нефтегазонакопления проявлены еще более нагляднее. Так, в пределах наиболее крупной зоны поднятий, которую можно интерпретировать как межрифтовый блок в осевой части Западно-Сибирской НГБ, состоящий из системы сочленяющихся мегавалов - Северо-Уренгойского, Уренгойского, Етыпурского и Айтульского, ограниченной с запада системой грабен-рифтовых прогибов - Нерутинским, Худуттейским; на востоке - Пякупурским, Хадырьяхинским, Нижнепурским; на севере - восточной частью Северо-Ямбургского мегавала; а на юге - северным торцом меридионально вытянутого Колтогорского мегапрогиба, выявлены уникальные и крупные месторождения УВ - Уренгойское, Ен-Яхинское, Северо-Уренгойское, Юрхаровское и др. Важно, что в непосредственной близости от гигантских месторождений по границам зоны выявлены также крупные месторождения УВ: на восточном крае - Самбургское, Северо-Самбургское, Восточно-Уренгойское и другие, на западном - Песцовое, Западно-Песцовое, наюжном продолжении - Пырейное, Добровольское, Западно-Таркосалинское, Етыпурское и др. Аналогичные группировки уникальных, крупных, а по краям средних и мелких месторождений наблюдаются к западу в границах единого Ямбургско-Медвежьего и Северного (Пурпейского) мегавалов, Верхнепурского (Вэнгапурского), а с другой - восточной стороны от Уренгойского мегавала на Заполярном, Русско-Часельском, Харампурском мегавалах.
Внутри грабен-рифтовых прогибов также выделяются обособленные, как правило, менее крупные поднятия, такие как Юбилейное, Губкинское, а в пределах Большехетской впадины - Южно-Мессояхское, Пякяхинское и другие, которые можно интерпретировать как внутририфтовые, небольшие по размерам обособленные блоки. Кроме того, внутри грабен-рифтовых прогибов и впадин выявлены отдельные поднятия меньшей амплитуды и размеров, с которыми также связаны залежи УВ, но их существенно меньше, и запасы УВ в таких ловушках несравненно меньше, чем в ловушках на межрифтовых и внутририфтовых блоках.
Учитывая явное генетическое единство тектогенеза более изученной Надымпур-Тазовской и менее изученной Карско-Ямало-Гыданской синеклиз, принадлежащих к одному Западно-Сибирскому НГБ, можно сделать прогноз наличия новых зон нефтегазонакопления в пределах аналогичных межрифтовых (возможно, будут открыты и внутририфтовые) блоков на Ямале, Гыдане и в Карском море.
На Ямале в пределах Северо-Ямальского межрифтового блока к северу и северо-востоку от Малыгинского газоконденсатного месторождения выделены Западно- и Северо-Малыгинские структурные зоны (прогнозируемые зоны нефтегазонакопления), на западной окраине Преображенского межрифтового блока, вдоль береговой полосы, прогнозируется новая Западно- Преображенская зона нефтегазонакопления. В границах Среднеямальского межрифтового блока, юго-западнее Сядорского газоконденсатно-нефтяного месторождения, выделяется Малотамбейская зона нефтегазонакопления, а в пределах Центрально-Ямальского (Сеяхинского) межрифтового блока к юго-востоку от Западно-Сеяхинского газоконденсатного месторождения - крупная Южно-Сеяхинская зона возможного газонакопления, явно продолжающаяся в акваторию Обской губы.
В пределах Южно-Ямальского межрифтового блока, включающего Новопортовский, Нурминский, Бованенковский и Харасавейско-Крузенштернский мегавалы, обосновываются зоны возможного нефтегазонакопления на их склонах и периклиналях, такие как Восточно-Новопортовская, Западно-Нейтинская, Восточно-Харасавейская и Западно-Крузенштернская, а на юго- западном уступе Байдарацкого грабен-рифта, между Байдарацким газовым и Нижнесоимлорским газоконденсатным месторождениями, прогнозируется Соимлорская зона нефтегазонакопления.
В акватории Обской губы наметились высокоперспективные участки на восточных продолжениях межрифтовых блоков - Центрально-Ямальского (между поселками Сеяха и Напалково), Тамбейского (между Южно-Тамбейским и Утренним месторождениями УВ), а также на всей восточной части Преображенского межрифтового поднятия.
В пределах п-ова Гыдан и его северных и южных окрестностей крупные зоны нефтегазонакопления, аналогичные Ямальским, будут приурочены к следующим межрифтовым блокам: Юрацкому с установленной газоносностью западной окраины (Штормовое газовое месторождение), Гыданскому, где уже к настоящему времени выявлены и частично подготовлены около 20 антиклинальных структур, Нижнемес- сояхскому, где прогнозируются зоны нефтегазонакопления на северном и южном склонах.
Кроме этих зон в западной части Усть-Енисейской впадины впервые выделяется явно гипсометрически приподнятый блок, названный Ладертойским, в пределах которого пока открыто мелкое Ладертойское газовое месторождение в окружении более чем 20 выявленных и подготовленных локальных структур, входящих в единую зону нефтегазонакопления.
Южнее этого межрифтового блока наметилось западное продолжение Танамского мегавала, в пределах которого насчитывается 5 выявленных и 11 подготовленных структур, возможно, формирующих 2 или даже 3 зоны нефтегазонакопления. На северо-восточной окраине, на продолжении Таймырской и Пясинской моноклиналей, намечаются два межрифтовых блока - Западно-Таймырский (в акватории Карского моря) и Таймырский (Южно-Таймырский). На южной границе последнего обнаружено Дерябинское, а в прифлексурной зоне с Пясинской моноклиналью - Хабейское газовые месторождения. Вдоль западной и южной границ этих межрифтовых блоков (гемисводов) также прогнозируются новые зоны газо- и, возможно, нефтенакопления.
По аналогичным критериям в акватории Карского моря выделена крупнейшая межрифтовая область газо- и нефтенакопления (назовем ее Центрально-Карская), состоящая из нескольких сопряженных зон, отделенная от Ямала Белоостровским и Пахучанским грабен-рифтами и граничащая на северо- западе с Ноябрьским и Пекинским, а на севере со Свердрупским грабен-рифтами. В центре этой области находится Русановско-Скуратовская зона, возможно, с уникальными по запасам Ленинградским и Русановским газоконденсатными месторождениями. К юго-западу она продолжается приподнятыми блоками, где выявлены крупные структуры: Обручевская, Амдерминская, Западно-Шараповская и др. В пределах северной части Русановско-Скуратовской зоны выявлены такие крупные локальные структуры, как Западно-Нярмейская, Скуратовская, Рождественская, Кропоткинская, Матусевича и др. В северной части акватории Русановско-Скуратовская зона сопряжена с Розевским и Быррангским также крупными межрифтовыми блоками, в границах которых выявлены локальные структуры - Нансена, Розевская, Рогозинская, Флиссингская, Монская, а к востоку - Анабарская, Вилькицкого, Быррангская, Западно-Свердрупская и др.
В северо-западной части Карского моря выявлены меньшие по размерам гипсометрически приподнятые межрифтовые блоки: Воронинский, Мининский и Северо-Новоземельская ступень, в пределах которых открыто более 10 крупных структур: Татаринская, Викуловская, Университетская, Западно-Русановская, Воронинская, Мининская и др.
Таким образом, впервые обосновано размещение системы грабен-рифтов, а также меж- и внутририфтовых блоков на севере Западно-Сибирского НГБ, в частности продолжение грабен-рифтовой системы в Карское море. Районирование северной части Западно-Сибирского НГБ на системы грабен-рифтов, меж- и внутририфтовых блоков позволяет представить региональное тектоническое и глубинное строение малоизученных районов, макроструктуру осадочного чехла, а также, по аналогии с южными районами, прогнозировать зоны газо- и нефтенакопления в конкретных границах меж- и внутририфтовых гипсометрически приподнятых блоков. Это открывает возможность более обоснованно дифференцировать в плане размещение прогнозных и перспективных ресурсов УВ, уточнять распределение участков с различными плотностями начальных суммарных ресурсов УВ, оптимизировать положение границ и размеры лицензионных участков, тестировать перспективность ранее выделенных лицензионных участков, более точно ранжировать прогнозируемые зоны нефтегазо- накопления по очередности проведения в их пределах буровых, а также дополнительных поисковых геофизических работ и, прежде всего, сейсморазведки.
Выводы
1. Для Надым-Пур-Тазовской и Карско-Ямало-Гыданской мегасинеклиз в основании мезо-кайнозойского осадочного чехла обоснована существенно более разветвленная, чем считалось ранее, рифтовая система.
2. Выделяемые рифты - Колтогорско-Уренгойский, Худуттейский, Ямальский, Худосейский и другие - в действительности состоят из многих разрозненных рифтов (“колен”) разных размеров и простирания, проявляющихся в осадочном чехле, особенно в юрском и нижнемеловом комплексах, в виде глубоких мегапрогибов и впадин.
3. Впервые достаточно достоверно обосновано продолжение столь разветвленной рифтовой системы суши Западной Сибири в акваторию Карского моря.
4. Все известные крупные зоны нефтегазонакопления оказались приурочены к меж- и внутририфтовым гипсометрически приподнятым блокам фундамента, а в осадочном чехле - к валам, мегавалам и сводам.
5. По уточненным тектоническим критериям сделан прогноз размещения новых, в том числе крупных, зон нефтегазонакопления.
Литература
1. Аплонов С.В. Новая геодинамическая модель Баренцево-Карского шельфа и прилегающей суши / С.В. Аплонов, Г.Б. Шмелев // Докл. РАН. - Т. 351. - 1996.
2. Брехунцов А.М. Прогноз и поиск крупных и уникальных месторождений нефти и газа на севере Западной Сибири / А.М. Брехунцов, В.С. Бочкарев, Н.П. Дещеня / Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа. - М.: Изд-во ООО “Геоинформмарк”. - 2004.
3. Гаврилов В.П. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики / В.П. Гаврилов, Ю.Ф. Федоровский, Ю.А. Тронов. - М.: Недра, 1993.
4. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты / Под. ред. чл.-корр. РАН СССР В.С. Суркова - М.: Недра, 1986.
5. Шипилов Э.В. Строение Баренцево-Карской зоны перехода от континента к океану в связи с деструктивными процессами / Э.В. Шипилов, А.Ю. Юнов, А.П. Мосур // Геология и геофизика. - 1990. - № 5.
Д.А. Астафьев, В.А. Скоробогатов, А.М. Радчикова, 2008
Due to necessity to provide reserves of commercial categories of oil and gas producing and developing centers on the north of West Siberian oil and gas basin, a problem of forecasting and revealing new large oil and gas accumulation zones and new fields discovery within their limits is considered to be very important for this region. Remoteness from transport communications, complicated landscape-climatic conditions and as a consequence, cost increase for exploration activity may restrain hydrocarbon resources development rates in region under consideration. Increase of reliable prognosis of oil and gas accumulation zones based on new tectonic and geological criteria caused, in particular, by rifting will assist such situation to be changed. By analysis of available geological and geophysical material the authors conclude the following.
For Nadym-Pur-Tazov and Karsko-Yamal-Gydan megasyneclises in the basement of Meso-Cenozoic sedimentary cover a significantly more branched than it was suggested earlier rift system was well-founded. The recognized rifts - Koltogorsko-Urengoi, Khuduttei, Yamal, Khudosei and others include numerous separated rifts (“limbs”) of different sizes and strike, manifesting in sedimentary cover, particularly in Jurassic and Lower Cretaceous complexes as deep megatroughs and basins.
For the first time it was rather reliably well-grounded continuation of such branched rift system of West Siberian land in water area of Kara Sea.
All the known large oil and gas accumulation zones are found to be confined to inter- and-intra rift hypsometrically elevated basement blocks, while in sedimentary cover - to swells, megaswells and arches.
By more exact tectonic criteria, prognosis of localizing new, including large oil and gas accumulation zones was performed.
Рис. 1. СХЕМА ТЕКТОНИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, РАЗМЕЩЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ СТРУКТУР МЕЗОЗОЙСКОГО КОМПЛЕКСА ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА СЕВЕРА ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НГБ (по материалам ЗапСибНИИГНИ, СНИИГГиМСа, ВНИГНИ, ВНИИгаза)
Границы: 1 - Западно-Сибирского НГБ, 2-подножия моноклиналей, краевых выступов и краевых прогибов, 3- грабен-рифтовых прогибов, разделяющих меж- и внутририфтовые приподнятые блоки; месторождения УВ, содержащие: 4 - нефть, 5 - газ, 6 - газоконденсат; локальные нефтегазоперспективные структуры: 7 - выявленные, 8 - подготовленные к бурению; 9 - прогнозируемые зоны вероятного открытия новых месторождений УВ; грабен-рифтовые прогибы: ЛТ - Литковский, HP - Ноябрьский, ЧК - Чекинский, СР - Свердрупский, БО - Белоостровский, ПХ - Пухучанский, БД - Байдарацкий, ЯМ - Ямальский, ХБ - Хабеинский, ЛБ - Лабияхинский, ЯВ - Явайский, ВШ - Высокоширотный, ЯР - Яруяхинский, СС - Северо-Сеяхинский, СО - Сояхинский, ЯТ - Яротинский, ПР - Парусовый, УЕ - Усть-Енисейский, АГ - Агапский, АН - Антипаютинский, СЯБ - Северо-Ямбургский, БХ - Большехетский, ДГ - Долганский, ЖД - Жданихинский, КР - Красноселькупский, ХС - Худосейский, СТЗ - Северо-Тазовский, ХД - Хадырьяхинский, НП - Нижнепурский, НТ - Нерутинский, НД - Надымский, XT - Худуттейский, АК - Акапапурский, ПА - Пакупурский, AM - Ампутинский, ПЯ - Пякупурский, ВА - Верхнеаганский; меж- и внутририфтовые блоки: ССГ - Северо-Сургутский, МН - Мининский, ВР - Воронинский, УН - Университетский, РЗ - Розевский, PC - Русановско-Скуратовский, ОБ - Обручевский, ШР - Шараповский, БР - Бырангский, ПМ - Постаяхинский, ХК - Харасавейско-Крузенштернский, БВ - Бованенковский, НМ - Нурминский, ЦЯ - Центрально-Ямальский, ТМ - Тамбейский, СЯ - Среднеямальский, СЯМ - Северо-Ямальский, ПБ - Преображенский, ГД - Гыданский, ЮР - Юрацкий, ЗТ - Западно-Таймырский, ТА - Таймырский, ЛД - Ладертойский, ЗТН - Западно-Танамский, ТММ- Танамо-Малохетский, АП - Адерпаютинский, НМС - Нижнемессояхский, ЯРД - Ярудейский, ЛН - Лунгорский, ЯМБ - Ямбургский, МВ - Медвежий, СЕ - Северный (Пурпейский), ВП - Верхнепурский (Вэнгапурский), ГБ - Губкинский, ЮБ - Юбилейный, СУ - Северо-Уренгойский, УР - Уренгойский, ЕТ - Етыпурский, ЗП - Заполярный, ТЗ - Тазовский, СЗ - Сузунский, РЧ - Русско-Часельский, ТК - Термокарстовый, МГ - Мангазейский, ХП - Харампурский, ВТ - Верхнетолькинский, ВК - Верхнекаралькинский; моноклинали: НЗ - Новоземельская, ЮН - Южно-Новоземельская, СНС - Северо-Новоземельская, УЮ - Усть-Юрибейская, СБ - Собтыеганская, ВПЛ - Верхнеполуйская, ТР - Таймырская, ПС - Пясинская, СД - Сидоровская, ПЕ - Приенисейская; выступы: ПТ - Пахтусовский, ЩЧ - Щучинский, ХГ - Хишгорский, ТХ - Туруханский; краевые прогибы: КР - Карский, ЛП - Ляпинский; месторождения УВ: 1 - Русановское, 2- Ленинградское, 3 - Бованенковское, 4 - Крузенштернское, 5 - Малыгинское, 6 - Южно-Тамбейское, 7-Утреннее, 8-Штормовое, 9-Гыданское, 10-Ладертойское, 11 -Арктическое, 12-Малоямальское, 13-Северо-Каменномысское, 14- Каменномысское, 15- Новопортовское, 16- Антипаютинское, 17- Западно-Мессояхское, 18- Мессояхское, 19-Ванкорское, 20- Ямбургское, 21 - Медвежье, 22-Уренгойское, 23- Северо-Уренгойское, 24 - Тазовское, 25- Заполярное, 26- Русское, 27-Береговое, 28- Южно-Русское, 29-Юбилейное, 30- Ямсовейское, 31 - Северо-Комсомольское, 32- Северо-Губкинское, 33- Южно-Пырейное, 34 - Восточно-Таркосалинское, 35 - Западно-Горшковское, 36- Етыпурское, 37- Вэнгаяхинское, 38- Вэнгапурское, 39 - Толькинское
Рис. 2. ПРОФИЛЬНЫЙ РАЗРЕЗ КАРСКО-ЯМАЛО-ГЫДАНСКОИ МЕГАСИНЕКЛИЗЫ ПО МАТЕРИАЛАМ РЕГИОНАЛЬНЫХ РАБОТ (по Астафьеву Д.А., Мельникову Н.А., 2006)
Границы: 1 - Мохоровичича, 2-консолидированных пород фундамента, 3- стратиграфических несогласий в осадочном чехле, 4 - Конрада, 5 - стратиграфические в осадочном чехле, 6- грабен-рифтов; 7- разломы; 8-породы консолидированной коры разного возраста; 9- базальты; 10- осадочно-вулканогенные породы; 11- пробуренные скважины и залежи УВ; месторождения (цифры в кружках): 1 - Ленинградское, 2- Малыгинское, 3- Тасийское, 4 - Дерябинское, 5 - Пайяхское, 6 - Озерное