Верхнепалеозойские (каменноугольно-пермские) отложения шельфа арктических морей исследованы крайне слабо в связи с недостаточной их обнаженностью, глубоким залеганием и слабой изученностью бурением. Большой интерес стратиграфический интервал представляет на шельфе Баренцева моря, где доказана его региональная нефтегазоносность. К настоящему времени в пределах подводной части Тимано-Печорской провинции открыт целый ряд месторождений: Поморское газоконденсатное, Северо-Гуляевское газоконденсатно-нефтяное, Приразломное нефтяное. Залежи в основном массивные, сводовые. Продуктивны карбонаты нижней перми – карбона. Региональной покрышкой является глинистая, кремнисто-глинистая толща артинского и кунгурского возраста.

Наиболее широко развиты верхнепалеозойские отложения в Баренцево-Северо-Карской области, которая охватывает районы Печорской низменности, Баренцева моря, островов Шпицберген, Земля Франца-Иосифа и северной части Карского моря. Для области характерно резкое колебание мощностей верхнего палеозоя от 1 до 7 км (рисунок). Так, участки сокращенной мощности (до 1 –2 км) отмечены в современной Центрально-Баренцевской антиклизе, на валу Адмиралтейства (до 2 км), северных островах, водной части Тимано-Печорской провинции (до 1 км). Крупные области увеличения мощностей каменноугольно-пермских отложений (до 6–7 км) вытянуты вдоль современных горных сооружений Урала и Новой Земли в виде узких, обособленных ванн прогибания, имеют плотное примыкание к горным сооружениям (см. рисунок), что дает основание предположить в некоторых случаях тектоническое перекрытие верхнепалеозойских комплексов более молодыми складчатыми образованиями Северного Урала и Новой Земли. Подобные узкие прогибы, по-видимому, соответствуют подводной части современным Предуральскому и Предновоземельскому передовым прогибам,

Мощность верхнепалеозойских пород в Северо-Карском регионе изменяется до 3500–4000 м (прогиб Уединения) до 400 м (поднятия Визе, Вернадского). Глубина залегания подошвы каменноугольных пород колеблется от 1,6 на поднятиях до 6,5 км в прогибах.

Также верхнепалеозойские отложения развиты в Окраинно-Сибирской области, расположенной в северной части современной Сибирской платформы, в районе дельты р. Лены и Хатангской впадины. Здесь характерно наличие сравнительно узких вытянутых прогибов, заполненных многокилометровой толщей верхнепалеозойских отложений (до 7–8 км). Общая особенность выделенных прогибов – их окраинное положение по отношению к древней Сибирской платформе.

Во время каменноугольно-пермского этапа развития акватории арктических морей представляли собой обширную депрессию. По условиям осадконакопления и тектонической активности здесь можно выделить две стадии [4]: раннекаменноугольную и позднепалеозойскую (от среднего карбона до поздней перми включительно).

Первая стадия характеризуется тектоническим спокойствием между завершившейся каледонской и не начавшейся герцинской складчатостями. Во время второй стадии в начале позднего палеозоя отмечено проявление герцинской фазы складчатости, а также похолодание, что изменило ход осадконакопления, проявившегося в сокращении карбонатных и увеличении кремнистых толщ [4]. Морские бассейны этой области были мелководными. В центральной части Ледовитого океана, по-видимому, была суша, являвшаяся источником терригенного материала.

Позднепалеозойский период развития Арктики характеризовался преимущественно субдукционным геодинамическим режимом, выразившимся, по представлениям В. П. Гаврилова (1991 г.), в столкновении Евроамериканского палеоконтинента с Ямальской и Сибирской литосферными плитами. Наиболее явственно процессы коллизии были выражены в зоне столкновения палеоконтинента с Ямальской плитой, где в позднем палеозое существовала островодужная система, состоящая из глубоководного желоба, островной дуги и окраинных морей.

Обобщение геологического материала по вещественному и фациальному составу верхнепалеозойских отложений позволило нам выделить ряд комплексов формаций и проследить их распространение в пределах шельфа арктических морей. Обособлены две основные группы формаций: платформенные и геосинклинальные [З].

Платформенные формации сформировались в условиях слабо дифференцированных вертикальных тектонических движений с относительно малыми скоростями и небольшими амплитудами. Платформенные формации занимают большую часть Арктики. Среди них предлагается выделять комплексы: прибрежно-морской и карбонатно-терригенный (архипелаги Шпицберген, Земля Франца-Иосифа и их подводные продолжения, прибрежная часть морей Восточно-Сибирского и Чукотского, низовья р. Колымы); морской преимущественно карбонатный (север Тимано-Печорской провинции, Баренцево море, южный остров Новой Земли); морской преимущественно терригенный – аккреционная призма (о-в Вайгач); окраинно-материковый, морской терригенный (устье р. Лены, Нордвикский район).

Геосинклинальные формации выделяются в пределах современной Верхояно-Колымской тектонической области. Сложены они вулканогенно-терригенными и вулканогенно-кремнистыми толщами мощностью от 1 до 4 км. Согласно данным ряда исследователей, эти эвгеосинклинальные формации, образовавшиеся на окраине Палео-Тихого океана [5], малоперспективны в нефтегазоносном отношении.

Оценивая перспективы нефтегазоносности верхнепалеозойских отложений, следует отметить, что наибольшим потенциалом обладает морской преимущественно карбонатный формационный комплекс. Накопление осадков происходило в условиях открытого моря с удаленными источниками сноса обломочного материала, распространенного, главным образом, в Баренцевом море, в районах, где каменноугольно-нижнепермский нефтегазоносный комплекс находится на доступной для бурения глубине (см. рисунок). Это восточные и юго-восточные районы моря, где в рассматриваемом комплексе могут быть выявлены новые нефтяные и газонефтяные залежи. Первоочередными объектами для поисков и разведки должны быть локальные структуры, расположенные в южной части Баренцева моря (Печорское море), около западных и юго-западных берегов Новой Земли. Залежи УВ здесь могут быть связаны с рифами, с зонами тектонического экранирования и выклинивания пермских или верхнепермских отложений.

Высокоперспективные верхнепалеозойские отложения могут быть в пределах современных передовых прогибов, смежных поднятий платформ (Адмиралтейский вал, Центрально-Баренцевская антеклиза).

Определенный интерес в нефтегазоносном отношении представляет система аккреционных призм, выделенная В. П. Гавриловым вдоль восточной окраины Северного Урала, Пай-Хоя и о-ва Вайгач, о-вов Новой Земли. Большая мощность верхнепалеозойских пород (более 7 км) и благоприятный геодинамический режим в период их накопления – хорошие предпосылки для высокой оценки перспектив их нефтегазоносности.

В центральных районах Восточно-Баренцевской синеклизы, ограниченных изогипсой кровли пермских отложений –5 км (см. рисунок), верхнепалеозойский нефтегазоносный комплекс находится на недопустимых для бурения глубинах, где мощность мезозойских отложений достигает более 10 км.

Наряду с поисково-разведочными работами в пределах Баренцева моря необходимо начать освоение таких уже выявленных месторождений, как Приразломное нефтяное, Северо-Гуляевское газоконденсатно-нефтяное, расположенных в южной незамерзающей части Печорского моря, в 50–60 км от берега. Залежи УВ здесь приурочены к органогенным постройкам. Сводово-массивные залежи связаны с биогермами, а литологически ограниченные и пластовые с биостромами.

Северная часть Карского моря (Северо-Карская синеклиза) бурением не изучена, однако значительные мощности (до 4 км) верхнепалеозойских отложений, вероятно, представленных преимущественно карбонатной формацией, аналогичной Баренцеву морю, где она регионально нефтегазоносна, и доступные для бурения глубины (1,5–5 км) позволяют отнести породы каменноугольно-пермского возраста к высокоперспективным. В регионе следует провести комплекс геофизических работ с целью дальнейшего изучения геологического строения и поиска локальных структур с последующим бурением глубоких разведочных скважин.

В южной части Карского моря по данным сейсморазведки, корректируемых бурением глубоких скважин, на газоконденсатных месторождениях Русановском и Ленинградском глубины залегания кровли отложений верхнего палеозоя составляют 6,5–7,5 км, что затрудняет его освоение. Перспективы нефтегазоносности на ближайшие годы здесь связаны, главным образом, с меловыми и юрскими отложениями.

Значительный интерес в нефтегазоносном отношении представляют Восточно-Сибирское и Чукотское моря, в пределах которых погружаются нефтегазоносные формации Колвиллского прогиба северной Аляски, где открыты крупнейшие залежи нефти и газа в мощном карбонатно-терригенном разрезе от каменноугольных до меловых включительно [1, 3]. Здесь следует провести региональные геофизические работы, включая сейсморазведку, с последующим бурением глубоких поисковых скважин для изучения геологического строения морей и оценки их нефтегазоносности.

1. Грантц А., Мейс Д. Бассейны осадконакопления и геологическое строение континентальной окраины Северной Аляски / 27-й геол. конгресс. Геология Арктики.– 1984.– Т. 4.–С. 105–119.
2. Зинин В. А. Верхний палеозой Баренцево-Карского шельфа / В сб.: Освоение морских месторождений нефти и газа континентального шельфа СССР.– М.: МИНХиГП им. И. М. Губкина.– 1988.– С. 50–55.
3. Рябухин Г. Е. Формационные комплексы верхнего палеозоя Арктика / В сб.: Освоение морских месторождений нефти и газа континентального шельфа СССР.– М.: МИНХиГП им. И. М. Губкина.– 1988.– С. 38–45.
4. Устрицкий В. И. Каменноугольно-пермский (предарктический) этап. Моря Советской Арктики.– Л.: Недра.– 1984.– С. 139–148.
5. Хаин В. Е. Региональная геотектоника. Внеальпийская Азия и Австралия.– М.: Недра.– 1979.

Changes in sediment thickness, the nature of formations, and the hydrocarbon potential of the Arctic Seas of Russia have been considered based on recent studies. We offer to develop the offshore fields in the submarine part of the Timano-Pechora oil-and gas-bearing province, as well as to successfully accomplish an exploration program in the regions of the Kol'sky monocline, Kurentsov, step, Admiralteisky swell, etc. Positive prospects of water areas in southern parts of seas washing the Eastern Siberia are being predicted.

1 — области отсутствия или резкого сокращения верхнепалеозойских отложений; 2 — изопахиты мощности через 1 км; 3 — изогипса кровли пермских отложений, км; 4 — тектонические нарушения; 5 — внешняя граница шельфа