НЕФТЬ И ГАЗ АРКТИКИ - ЭНЕРГЕТИКА МИРА БУДУЩЕГО

Ф.К. САЛМАНОВ (Экспертный Совет при Правительстве Российской Федерации),И.С. ГРАМБЕРГ (ВНИИОкеангеология), К.А. КЛЕЩЕВ (ВНИГНИ), Дж.ГРЕЙС (Компания "Тройка Энерджи Сервис", США), В.И. ШПИЛЬМАН (Научно-аналитический центр рационального недропользования), Г.П. МЯСНИКОВА (ТюмИИ),Н.И. ЗМАНОВСКИЙ (ЗапСибНИГНИ)

Арктическая циркумполярная область Земли, ограниченная с юга северным полярным кругом, включает в себя богатейшие нефтегазоносные бассейны мира, значительная часть которых находится в пределах акватории Северного Ледовитого океана и его морей. Площадь перспективных на нефть и газ районов до изобаты 500 м в пределах циркумполярной области Земли составляет 3,3 млн. км². Осадочные бассейны этой области развивались в существенно различных геотектонических бассейнах, в пределах различных планетарных плит. В глобальном плане перспективные регионы циркумполярной области можно разделить на две зоны.

Первая располагается от 100° з.д. до 140° в.д. и обрамляет глубоководные депрессии Ледовитого океана, впадины Канадскую и Макарова, которые и являлись глобальными центрами кайнозойского прогибания. В эту зону входят нефтегазоносные провинции Северного склона Аляски, Бофорта, Свердруп, Восточно-Сибирского моря и др.

Сложное геотектоническое строение потребовало специального подхода к выделению самих объектов оценки - осадочных бассейнов. Явно не подходит стандартное разделение осадочных чехлов на бассейны в соответствии с крупными подразделениями стратиграфической шкалы, поскольку начало и конец формирования осадочных линз приходятся на различные временные отрезки, скользят во времени для различных частей циркумполярной зоны, так же как и перемещаются во времени и пространстве глобальные центры прогибания.

В основу выделения бассейнов авторы положили сведения о волновых процессах развития региона. Установлены периодические составляющие седиментационно-тектонического процесса с периодами 170-220, 60-70, 27-35 млн. лет и более высокочастотные. Основная компонента, контролирующая формирование всего осадочного бассейна в целом, - это гармоника с периодом 170-220 млн лет (галактическая цикличность). Но в разных частях описываемого региона в один и тот же момент времени проявляются различные фазы этой гармоники: в одних районах отмечается максимальный темп погружения, тогда как в это же время в других фиксируются подъем, перерыв в осадконакоплении, завершение формирования осадочного бассейна. Поэтому изученные области циркумполярной зоны обычно представляют комбинацию двух - трех осадочных бассейнов, в различной степени разрушенных и в разной степени завершивших свое формирование.

Более точное выделение объектов, включающее, в частности, изучение фаз развития каждого бассейна, сопоставление концентраций углеводородов в объектах, сформировавшихся в течение одинаковых тектонических фаз развития, позволяет уточнить прогноз нефтегазоносности, Строение, контуры обрамляющих их древних кристаллических массивов, орогенных поясов и океанических структур отражены на "Карте углеводородных ресурсов циркумполярных областей Земли" (1993). Карта составлена на основании обработки геологических моделей, карт и данных, опубликованных Ю.Е. Погребицким, И.С. Грамбергом, Ю.Н. Кулановым,, В.А. Виноградовым, Ф.Б. Кингом, Г.Дж. Эдмонстоном и др.

Результирующим показателем прогноза нефтегазоносности является концентрация ресурсов, именно ее оценка с помощью различных критериев и моделей - основная задача прогноза. Прямая оценка концентрации ресурсов по результатам разведочных работ возможна лишь для небольших изученных бурением участков на северном склоне Аляски, в дельте р. Маккензи, на п-ове Ямал.

1. Фазы максимального изменения скоростей прогибания бассейна, определяемых по двухсот- и семидесятимиллионнолетней компонентам волнового процесса, совпадают в бассейнах с основными нефтесодержащими толщами, а фазы максимальных скоростей - с угле- и газосодержащими толщами (Г.П. Мясникова, 1991). Чем большая мощность пород отложилась в течение благоприятной фазы развития, чем больше в их составе образований, накопившихся в субаквальной среде (морских, дельтовых, озерных), тем выше концентрация углеводородов в бассейне при условии наличия коллекторов хорошего качества и надежных покрышек.

2. Объемная скорость формирования бассейна W влияет, как показала В.В, Потеряева, на его потенциал. Бассейны, имещие W ниже 1,5 тыс.км3/млн лет - бедные, объемная концентрация ресурсов ниже 3 тыс.т/км³; бассейны, сформировавшиеся с большой скоростью, когда W = = 1,5-4 тыс.км3/млн лет, характеризуются концентрацией ресурсов до 10-20 тыс.т/км³, при W= = 13-40 - до 30-40 тыс.т/км³. Для связи ресурсов бассейна Q с объемной скоростью этим автором предложена формула

lgQ = 1,613 lgW + 2,823.

3. Оценка потенциала по запасам самого крупного месторождения. Если в бассейне проведены геолого-поисковые работы и выявлены залежи, то можно восстановить распределение залежей в природной их совокупности и оценить потенциал бассейна (А.Э. Конторович, В.И. Шпильман и др.). В частности, существует статистическая связь между потенциалом бассейна Q и размером самого крупного месторождения g_т

где go - нижний предел запасов залежей (в нашем анализе 1 млн лет).

4. Для оценки отдельных крупных частей бассейна разработана формула (В.И. Шпильман), позволяющая оценить богатство различных районов р в зависимости от расстояния района от центра прогибания бассейна L₁, от края бассейна L₂, от его мощности Н и коэффициента "богатства" бассейна а,

В отдельных случаях при большом количестве информации коэффициент a можно определить и как функцию от набора геолого-геохимических параметров. В нашем случае это удалось сделать лишь для трех регионов: Северного склона Аляски, Баренцева моря и Западной Сибири.

Сопоставляя различные варианты оценок углеводородного потенциала, мы неизбежно получаем их значительный разброс. Наиболее вероятные интервальные оценки приведены в прилагаемой таблице.

В ней даны оценки верхнепалеозой-мезозойских и более молодых осадочных бассейнов. Собственно палеозойские бассейны, распространяясь из более южных регионов, в пределах многих участков подстилают оцененные осадочные бассейны. Обычно они залегают на больших глубинах (более 5 км), сведения о наличии в них промышленных категорий весьма отрывочны, поэтому палеозойские бассейны не оценены.

По концентрации ресурсов углеводородов бассейны существенно дифференцированы. Самые богатые - Западно-Сибирский, Северного склона Аляски, Восточно-Баренцевский, где по основным районам объемная концентрация ресурсов составляет 25-40 тыс.т/км³.

Следующую группу образуют бассейны и крупные зоны внутри бассейнов с объемной концентрацией ресурсов 15-25 тыс.т/км³ (Усть-Ленский желоб Лаптевской провинции, Новосибирский прогиб провинции Восточно-Сибирского моря, провинция моря Бофорта, основная часть провинции Свердруп, периферийные части Восточно-Баренцевской провинции). Остальные регионы характеризуются меньшей объемной концентрацией ресурсов, но в некоторых случаях за счет огромной площади, значительного объема пород содержат достаточно большие массы углеводородов.

Лаптевская нефтегазоносная провинция. Между Таймырской складчатой системой (киммерийская -T-J) и лено-оленекскими мезозоидами прослеживается система вдольбереговых поднятий, выполненных дислоцированными мезозойскими отложениями. Параллельно им, но уже в пределах моря, непосредственно соприкасаясь, располагаются погребенные горстовые гряды и валы, которые протягиваются дальше на северо-запад вдоль побережья п~ова Таймыр. По этой Лено-Таймырской системе поднятий Лаптевская плита ограничивается с северо-запада. В южной части региона мезозойский орогенный пояс разделяется на две ветви. Восточная переходит в киммерийскую орогенную систему -Котельническую, которая ограничивает провинцию с востока. На севере, на границе абиссальной океанической котловины, провинция ограничивается выходом древних кристаллических пород.

В пределах Лаптевской плиты наиболее перспективны для поисковых работ на нефть и газ две зоны: рифтогенные прогибы Усть-Ленского желоба в центральной и южной частях плиты и Южно-Лаптевский прогиб - в западной. Формирование в них дельтовых комплексов рек Лена и Яна представляет наибольший интерес. Их мощность (К₂ - KZ) достигает 4 км, обычно составляет 2 км.

На западе мезокайнозойский комплекс может подстилаться недислоцированными палеозойскими отложениями, аналогичными таковым Сибирской платформы. Для оценки ресурсов Лаптевская провинция разделена на четыре зоны (см. таблицу).

1. Южно-Лаптевский прогиб с перспективными отложениями К₂ - KZ мощностью 1,7 км и PZ₂ -K₁ мощностью 2 км, за счет более глубоких горизонтов общая мощность осадочного чехла может достигать 7 км; углеводородный потенциал прогиба около 1 млрд т.

2. Усть-Ленский желоб с перспективными отложениями К₂ - KZ мощностью 2,5 км, PZ₂ - K₁ -4 км. Для верхнемеловых - кайнозойских отложений получается достаточно высокая обьемная концентрация ресурсов - 10-20 тыс.т/км³, общий потенциал Усть-Ленского желоба 1,5-2 млрд т.

3. Бельковский трог с перспективными отложениями К₂ - KZ мощностью 4 км содержит самое большое количество углеводородов - 1,8-2,8 млрд т.

4. Остальная территория со средней мощностью перспективных верхнемеловых - кайнозойских отложений, имеющих среднюю мощность 2 км, значительных ресурсов углеводородов не содержит.

Провинция Восточно-Сибирского моря. Мезозойский осадочный чехол этой провинции является одним из элементов крупнейшей зоны мезозойских и мезокайнозойских осадочных бассейнов, огромной подковой (100° з.д. - 140° в.д.) обрамляющей глубоководные депрессии Северного Ледовитого океана (впадины Канадская и Макарова). Эта зона сформировалась на арктических

В пределах бассейна выделяются три крупных прогиба с достаточно мощными осадочными чехлами: Благовещенский, средняя мощность осадков 3,5 км, Новосибирский - 3,5 км и Вильницкий -2,5 км (последний в значительной части за изобатой 500 м).

Возможно наложение друг на друга осадочных платформеных бассейнов: верхнепалеозойско-неокомского и аптско-кайнозойского. На всей площади провинции распространен лишь последний. Он начинается с молассоидных толщ апт-альбского возраста, перекрытых затем терригенными формациями. Его мощность 1-3 км. Наибольший интерес представляет нижний осадочный бассейн, верхнепалеозойско-неокомский, аналогичный по возрасту богатым бассейнам Северного склона Аляски. Предполагается, что в прогибах эти отложения являются платформенным чехлом, а на разделяющих прогибы поднятиях они переработаны в результате орогенеза. Самая высокая объемная концентрация ресурсов ожидается в Новосибирском прогибе - 8-18 тыс. т/км³, и здесь потенциал оценивается в 4-8 млрд т, а всего в пределах провинции ожидается 7-12 млрд т ресурсов, но не за счет их высокой концентрации, а за счет огромной площади провинции - 600 тыс. км².

Южно-Чукотская провинция (прогиб) заложена на дислоцированных киммеридах. Осадочный чехол образуют отложения от нижнемеловых до четвертичных мощностью 4 км (средняя 2,5 км).

Начинается чехол с альб-сеноманской молас-сы, в кровле которой ожидается развитие вулканогенных пород. Континентальные угленосные формации от верхнего мела до верхнего палеогена имеют среднюю мощность 1,5 км. Завершается разрез паралическими неоген-четвертичными толщами мощностью до 700 м.

Концентрация углеводородов невысокая, общий углеводородный потенциал оценивается от 1 до 2,5 млрд т.

Провинция Северного склона Аляски. Нефтегазоносный платформенный бассейн занимает южную часть огромной депрессии, раскрываясь на север непосредственно в Канадскую котловину Ледовитого океана. С юга бассейн ограничивается хребтом Брукса и отделяется им от системы Кордильер. В пределах провинции развиты два осадочных бассейна: PZ₂ - K₁ и К₂ - N. Основная продуктивность связана с верхнепалеозойско-нижнемеловым бассейном. Наиболее крупные залежи нефти и газа в пермско-триасовых горизонтах, нефть получена также из, верхнеюрско-валанжинских, нефть и газ - из сеноманских отложений. Этот бассейн формировался в течение 170-180 млн лет, его палеоцентр прогибания находился на юге, около хребта Брукса.

Хребет Брукса сформировался как орогенная структура в аптское время - время завершающей стадии развития верхнепалеозойско-нижнемело-вого осадочного бассейна, впоследствии был надвинут на него на 20-30 км, а в позднем мелу - палеогене испытал складчатость,

Для оценки выделено четыре района: Умиатской впадины (включая окрестности) со средней мощностью чехла 5 км, свода Мид-Барроу со средней мощностью 2,5 км, Чукотской впадины со средней мощностью 3,5 км и поднадвиговая зона с мощностью чехла 6 км. Относительно хорошо изучены бурением два первых района, ряд участков, особенно на шельфе, бурением еще не изучался.

Для оценки этой провинции удалось достаточно полно применить весь комплекс методических приемов прогноза нефтегазоносности. Как и в других регионах, в качестве оценки минимального скопления углеводородов, учитываемых в его потенциале, принята залежь (с запасами млн т.). В Умиатской впадине, несмотря на достаточно низкую изученность, половина потенциала уже выявлена. Концентрация ресурсов составляет 30-35 тыс.т/км³ (150-200 тыс.т/км²). Как отмечалось, 30-40 тыс.т/км³ - это максимальная концентрация углеводородов для региональных структур циркумполярной зоны. Потенциал впадины 10-14 млрд т, из этих углеводородов 75 % жидкие (нефть и конденсат).

Свод Мид-Барроу отличается от Умиатской впадины не столько более низкой объемной плотностью (28-30 тыс.т/км³), сколько существенным изменением фазового состояния системы; здесь преобладают газообразные углеводороды, жидких только 40%. Поскольку мощность перспективных отложений на своде в два раза ниже, чем в Умиатской впадине, то и удельная плотность ресурсов на единицу площади при близких объемных концентрациях оказалось более чем в два раза ниже, а следовательно, и ресурсов 5-6 млрд т.

В пределах Чукотской впадины - одном из интереснейших, почти не изученных регионов, происходит некоторое снижение показателей нефтегазонакопления, и объемная концентрация немного уменьшается по сравнению со сводом Мид-Барроу (26-30 тыс. т/км³), однако мощность возрастает, поэтому удельная концентрация на единицу площади 80-120 тыс.т/км² - одна из самых высоких в циркумполярной области. Большая площадь этой впадины (170 тыс.км²) и высокая удельная концентрация обеспечивают и высокий потенциал - 13-19 млрд т.

Поднадвиговая зона - одна из интереснейших по геологическому строению, но имеющая много отрицательных факторов для нефтегазонакопления: ухудшение коллекторских свойств, разрушение части покрышек, раскрытие ловушек на региональном подъеме и др. Поэтому объемная концентрация ресурсов невелика - 8-12 тыс.т/км³, за счет большой мощности отложений удельная концентрация на единицу площади средняя - 40-80 тыс.т/км², потенциал оценивается в 1-2 млрд т.

Общий потенциал углеводородов провинции Северного склона Аляски составляет 30-40 млрд т.

Центр осадконакопления данного бассейна находится в океане, в Канадской впадине, и провинция Бофорта является наиболее южной частью осадочного бассейна. Изученность бурением низкая: на юге 400 км²/скв., в пределах северной зоны 900 км²/скв., выявлено около 700 млн т углеводородов (геологические запасы).

Северная зона по удельной концентрации ресурсов на площадь и объем (соответственно 80-120 тыс.т/км² и 20-25 тыс.т/км³) сопоставима с Чукотской впадиной Северного склона Аляски, Усть-Енисейской областью Западной Сибири и др. Потенциал этой зоны 6-10 млрд т. Приподнятая южная ступень имеет запасы 0,6-0,9 млрд т углеводородов.

Провинция Свердруп. Инуитский складчатый пояс ограничивает верхнепалеозойско-меловой бассейн с юга и востока, отделяя его от древней платформы. Глубинным структурным порогом бассейн ограничивается с севера, изолируясь от океанических впадин. Формирование бассейна началось в карбоне и продолжалось около 200 млн лет. Кайнозойский осадочный бассейн Ледовитого океана лишь в пределах небольшой площади на севере перекрывает данный палеозойско-меловой.

В нижней перми развиты соляные купола, верхнепермские отложения угленосны, основные залежи нефти и газа приурочены к отложениям триаса и перми. Максимальная мощность мезозойских отложений 8 км, палеозойских - 2 км.

В восточной его части отложения PZ₂-K смяты в складки в результате тектонических движений, происходящих в кайнозое, в западной части они слабодислоцированы. Это основная слабодислоцированная часть провинции имеет среднюю концентрацию ресурсов (15-20 тыс.т/км³), площадь зоны сравнительно не велика, поэтому не велик и потенциал - 2-3 млрд т. Общий потенциал провинции Свердруп - 17-23 млрд т.

Восточно-Гренландская провинция. По этому региону геологическая информация очень ограничена. Существенно мозаичное геологическое строение прибрежных частей свидетельствует о серии отрицательных факторов, влияющих на неф-тегазонакопление. Полученные оценки этого региона имеют большой разброс, но остаются средними или ниже средних. Объемная концентрация 5-12 тыс.т/км³. Потенциал провинции составляет 3-6 млрд т.

Провинция Баренцева моря. С севера бассейны Баренцева моря ограничены огромной по протяжности, линейно вытянутой системой интрагео-антиклиналей и срединных массивов, образующих Гренландско-Карскую зону блоковой переработки структур и пород фанерозоя. Эта зона протягивается вдоль южного борта рампового прогиба океана и как бы экранирует баренцевоморские бассейны от влияния океана (заметим, что Западно-Сибирский бассейн "отделен" от океана еще одним барьером - складчатыми сооружениями герцинид).

Провинция Баренцева моря является естественным продолжением Тимано-Печорской провинции. Осадочные продуктивные толщи палеозоя Ти-мано-Печорской провинции интенсивно погружаются в северном направлении на большие глубины, а мезокайнозойские отложения, маломощные в пределах Тимано-Печорской провинции, в северном направлении быстро возрастают в мощности. Мы здесь вновь имеем достаточно сложное пространственное наложение двух осадочных бассейнов. Открытие гигантского Штокманского газового месторождения в центральной части зоны и Приразломного на южной окраине подтверждают высокие перспективы этого региона. В этой провинции высоко перспективными кроме мезозойских являются также отложения палеозоя. Собственно палеозойский южный бассейн авторами не оценивался, хотя отдельные его перспективные, доступные для бурения фрагменты и входят в циркумполярную зону, а на больших глубинах (более 5 км) он подстилает оцененные толщи в пределах многих районов. Возраст оцененного верхнего осадочного бассейна изменяется в разных частях провинции: в центральной части Восточно-Баренцевской субпровинции и в Северо-Карской субпровинции – пермско-кайнозойский, в Западно-Баренцевской субпровинции и в периферийных частях Восточно-Баренцевской субпровинции - верхнепалеозойско-мезозойский.

В центральной части Восточно-Баренцевской провинции концентрация углеводородов максимальная: 30-35 тыс.т/км³ объемная и 120-160 тыс.т/км² площадная. Обширная площадь региона (500 тыс.км²) также обусловливает очень высокий потенциал - 60-80 млрд т, 50 % из которого жидкие углеводороды.

В остальных частях провинции объемная концентрация колеблется от 10 до 25 тыс.т/км³. По фазовому составу углеводородных систем Северо-Карская субпровинция преимущественно газоносная, Западно-Баренцевская - нефтегазоносная, периферийные зоны Восточно-Баренцевской субпровинции - в основном нефтеносны. Общий потенциал провинции - 80-100 млрд т углеводородного сырья.

Западно-Сибирская провинция (арктические районы). В циркумполярную зону входят лишь 15 % площади Западно-Сибирского осадочного бассейна, включающих 30 % перспективных на нефть и газ земель этого бассейна. Естественного надпорядкового тектонического раздела между арктическими районами и остальной территорией не существует. Однако Мессовская широтная структурная гряда позволяет отделить арктическую часть региона. На большей части Западно-Сибирской депрессии поверхность фундамента прогнута лишь в геологическом смысле (мощность осадочного чехла в центре больше, чем по окраине), а в геометрическом - это выгнутая поверхность с меньшей кривизной, чем поверхность геоида.

На широте полярного круга герциниды Урала и древняя Сибирская платформа сближаются в пространстве, возрастает мощность чехла, поверхность фундамента переходит через хорду геоида, становится прогнутой и в геометрическом смысле. Именно здесь меняется весь структурный стиль региона, появляются протяженные субширотные мегапрогибы и структурные гряды. Такая региональная гряда - Мессовская - ограничивает с юга оцененную нами территорию.

Осадочный мезокайнозойский чехол на западе сформировался на эродированной поверхности герцинид (уралид); на востоке и в центре - на мощном палеозойском осадочном бассейне, возникшем на перикратонном погружении Сибирской платформы. Перспективные отложения палеозоя залегают на больших глубинах и в нашу оценку не включены. Большая часть территории заложи-лась на древней палеозойской рифтовой системе, которая наиболее активно развивалась в пределах Усть-Енисейской области и затем распространилась в южном направлении. На большей части региона формирование осадочного чехла завершилось в конце палеогена, затем начались воздымание и эрозия накопившихся отложений, осложнившихся в неогене подчиненными импульсами прогибания. В ледниковый период образовавшаяся толща льда достигала километровой мощности, вызывая увеличение давления на 7-9 МПа, а в послеледниковый период это давление было быстро снято, существенно повлияв на формирование гигантских газовых скоплений.

В арктическом секторе Западной Сибири выделяются четыре нефтегазоносные области: Усть-Енисейская, Гыданская, Ямальская и в пределах Карского моря - Южно-Карская.

Регион преимущественно газоносный, интенсивные подвижки и трещиноватость привели к потере части газовых ресурсов, а низкие температуры - к консервации части газа в газогидрат-ном состоянии. Поэтому объемная концентрация (экономически рентабельных) ресурсов здесь средняя - 12-20 тыс.т/км³, но удельная концентрация на единицу площади за счет большой мощности чехла составляет 60-120 тыс.т/км², потенциал области оценивается в 8-15 млрд т.

Ямальская и Гыданская нефтеносные области приурочены к геоблоку с достаточно сложной геологической историей. На большей части территории осадочные чехлы (палеозойский и мезокайнозойский) формировались на байкальском основании, западная часть которого примерно до меридиана Обской губы переработана герцинским орогенезом, а центральная и восточная - палеозойскими рифтовыми системами. Данные нефтеносные области - одни из богатейших районов цир-кумполярной зоны, при этом объемная концентрация ресурсов в мезокайнозойском осадочном бассейне оказалась такой же (35-40 тыс.т/км³), как и в богатейших районах циркумполярной зоны в пределах Американского континента и его шельфа. Потенциал этих областей оценен в 32-45 млрд т, из которых жидких углеводородов (нефть и конденсаты) лишь 30 %.

Южно-Карская область располагается в южной части Карского моря, ограничена .с севера Новой Землей и Карским порогом (маломощные отложения мезозоя), протягивающимся между Таймыром и Новой Землей. Оцененные здесь концентрации ресурсов в мезокайнозойском осадочном чехле весьма высокие (30-35 тыс.т/км³) и лишь немного уступают оценкам Ямальской и Гыданской областей. Фактические открытия гигантских скоплений газа подтверждают эти оценки. В общем потенциале области (20-27 млрд т) преобладает свободный газ (75%), а жидкие углеводороды составляют 25%.

Таким образом, общая оценка потенциала тер-ригенного мезокайнозойского осадочного бассейна в пределах арктических регионов Западной Сибири (включая Мессовскую гряду и участки к северу от нее) составила 60-80 млрд т углеводородов.

Общий потенциал всех осадочных бассейнов циркумполярной зоны, включая шельфовые области до изобаты 500 м, без учета собственно палеозойских и более древних глубокозалегающих бассейнов, составил 220-260 млрд т углеводородов.

Эти оценки подтверждены открытием гигантских месторождений нефти и газа: Прадо-Бей, Штокмановское, Бованенковское, Ленинградское и др. Следовательно, можно предполагать, что углеводородный потенциал циркумполярной зоны будет главной энергетической базой человечества в XXI-XXII веках.

1 - ресурсы в пределах суши и мелководий (при освоении которых можно использовать насыпные острова), на доступных бурению глубинах, на площади оцененных нами осадочных бассейнов;

2 - ресурсы в пределах суши и мелководий, в глубоких горизонтах не оцененных нами более древних бассейнов;

3 - ресурсы шельфа до изобаты 500 м, включенные в нашу оценку;

4 - ресурсы глубоководных зон океана (за изобатой 500 м).

Существующие технологии позволяют осваивать ресурсы первой группы, которые составляют около 40 % оцененного нами потенциала. Главная проблема освоения ресурсов первой группы - это развитие инфраструктуры осваиваемых регионов, так как практически все оцененные территории находятся в необжитых, необустроенных районах. Открытые здесь гигантские месторождения нефти и газа должны разрабатываться таким образом, чтобы значительная часть прибыли реинвестировалась в развитие инфраструктуры арктических районов. Это позволит сделать доступными для освоения и ресурсы второй и третьей групп.

Ресурсы третьей группы сконцентрированы в морях со сложной ледовой обстановкой. Использование для освоения этих ресурсов плавучих платформ не обеспечивает безопасность работ, а глубины моря не позволяют создавать искусственные острова. Мы считаем, что существенный успех в освоении этих ресурсов возможен только при развитии принципиально новой техники - подводных телеуправляемых установок для разведки, добычи и транспортировки нефти. Внедрение этой техники создаст базу для освоения ресурсов четвертой группы.

Наиболее перспективным в этом плане представляется кайнозойско-четвертичный осадочный бассейн Канадской впадины. Можно надеяться, что уже в XXI в. человечество будет способно осваивать этот уникальный объект.

The Arctic ctrcumpolar region of the Earth includes the world richest oil and gas basins. Most of them are located within the water areas of the Arctic Ocean and its adjacent seas. The area of promising sites within the circumpolar region of the Earth (up to the 500 m depth contour) is 3.3 million sq km.

On the basis of analysis of the available forecast quantitative methods an attempt is made to transform them to a general form taking into account the generalized regional indices. The resource concentration Is taken as a key index of oil and gas presence in the above circumpolar region of the Earth. However, .the direct estimation of the resource concentration from exploration data is possible only for small explored areas in the Alaska N. Slope, the delta of the Mackenzie and the Yamal Peninsular.

Concentration of HC resources in poorly explored sections was determined taking into account phases of the maximum changes of downwarping rates of the basin, rates of its formation, relative abundance of reserves, potential productivity determined from reserves of the most large-scale Held, etc.

The most probable interval estimations are included in the characteristics of the evaluated oil and gas provinces.

The oil and gas provinces chosen for determination of the HC potential of the Arctic circumpolar region of the Earth are as follows:

The W. Siberian Province (15 % of the area of the West Siberian sedimentary basin contain 30 % of promising reserves of the basin).

In the Arctic sector of the W. Siberia four oil and gas-bearing areas distinguished are as follows: the S. Karskaia, Yamal, Gydanskaia and Ust-Yeniseiskaia.

The total resources of the terrigenous Mesocenozoic sedimentary basin within the Arctic regions of the W. Siberia (including the Messovsk Ridge to the N. of it) amount to 60-80 billion tonnes of the standard fuel. The Laptev Oil and Gas Province.

Rift valleys of the Ust-Lena trough in the central and southern parts of the Laptev plate and the S.Laptev trough in the western part are promising for prospecting.

The area of perspective lands is 200.000 sq km, the potential of HC resources amounts to 4-6 billion tonnes of the standard fuel.

The E. Siberian Sea Province.

The region is the least studied shelf of all the shelf areas of Russia.

The highest concentration of HC is expected in the Novosibirsk trough, its potential is evaluated at 4-8 billion tonnes of the standard fuel. About 7-12 billion tonnes of the standard fuel are expected in this province due to its enormous area (600,000 sq km.). The S. Chukchi Province.

HC geological resources add up to 1.0-2.5 billion tonnes of the standard fuel.

The Alaska N.Slope Province (oil and gas platform basin).

The total HC potential is 30-40 billion tonnes of the standard fuel.

The Bofort Sea Province.

The HC potential is 13-22 billion tonnes of the standard fuel.

The Sverdrup Province.

The average concentration of resources of the major part of the province" is 15-20 billion tonnes, the total potential is 17-23 billion tonnes of the standard fuel. The E. Greenland Province.

The obtained amounts of the HC potential spread in values, but on the average they are equal or inferior to 3-6 billion tonnes of the standard fuel. The Barents Sea Province

The high potential amounting to 60-80 billion tonnes of the standard fuel is caused by the 'vast area of the E. Barents subprovince. 50 % of the potential are liquid hydrocarbons (oil and condensate). The total potential is 80-100 billion tonnes of the standard fuel.

Thus the total potential of all the sedimentary basins within the circumpolar zone, including the shelf oblasts up to the 500 m depth contour, and except for the Paleozoic and more ancient deep seated basins, amounts to 220-260 billion tonnes of the standard fuel.

The hydrocarbon potential of the circumpolar zone may become the energy source of the mankind in the XXI-ХХП centuries.

Depending on the exploitabllity all the resources of the above Arctic region of the Earth may be divided into four groups as follows: 1. onshore and offshore resources located at depths accessible to drilling within the territories of the assessed sedimentary basins; 2. onshore and offshore resources located in deep horizons of more ancient not assessed basins; 3. shelf resources located up to the 500 m depth contour, included in the assessment; 4. resources of deep sea zones.

Technologies available may be used exclusively for development of the First group of resources. Exploitation of giant fields located within the assessed territories will promote the development of the infrastructure in the Arctic region, and in future will permit to develop the second and third groups of resources.

Ресурсы циркумполярных нефтегазоносных провинции Земли (до изобат 500 м)