В меловое время (в соответствии с концепцией плитной тектоники) Арктика, по данным В.П. Гаврилова, Л.Н. Зоненшайна и других, распалась на три плиты: Аляскинскую, Чукотскую и Новосибирскую. Произошло раскрытие Канадского океанического бассейна, по его периферии в смежных морях происходило осадконакопление, одним из источников которого был хр. Брукса на Аляске, тогда как в домеловое время источником сноса являлся Канадский щит. Согласно исследованиям Л.Н. Зоненшайна и Л.М. Натапова, Канадский океанический бассейн вместе с морями достиг крупных размеров – больших, чем современный Ледовитый океан, включая северные моря.

Печорская область занимает северную часть Тимано-Печорской провинции, включая ее подводную часть – морское продолжение до широты о-ва Колгуев, и граничит на севере с Баренцево-Северо-Карской областью.

Меловой разрез Печорской части шельфа представлен нижнемеловыми отложениями, которые на всей территории области выходят на поверхность морского дна. Континентальные формации северной части Тимано-Печорской провинции, включая ее подводную часть, вскрыты многими скважинами. В нижнемеловых отложениях отмечены лишь газопроявления. Озерно-аллювиальный состав, малая и небольшая глубина залегания (300–450 м) позволяют считать меловые породы в этом регионе бесперспективными.

Баренцево-Северо-Карская область развития меловых отложений является наиболее обширной и включает северную часть Карского моря (Северо-Карский прогиб) и Баренцево море, которое на северо-западе и севере ограничено архипелагами Шпицберген и Земля Франца-Иосифа. На юго-востоке область ограничена островами Новой Земли. Западная граница простирается вдоль Кольской тектонической ступени на расстоянии 150–200 км от современного берега континента. На юге граница проходит по широте о-в Колгуев.

Распространение меловых отложений по территории контролируется унаследованными от юрского времени бассейнами осадконакопления. Схематическая карта мощности мелового комплекса для Баренцево-Карского региона (рисунок) позволяет судить о пространственном изменении накопленных мощностей меловых отложений, которые местами значительны и колеблются от 0 до 2200 м.

В Северо-Баренцевской и Северо-Новоземельской впадинах меловой комплекс по геофизическим данным сокращается до 1 –1,5 км. Все рассматриваемые области прогибания вытянуты вдоль Новой Земли и имеют субмеридиональное простирание.

На шельфе Баренцева моря кроме того выделяются многочисленные районы сокращенной мощности отложений мела. На северо-западе – это современные Свальбардская, Центрально-Баренцевская антеклизы, Западно-Баренцевская синеклиза, где мощность меловых осадков не превышает 300 м.

Таким образом, общая тенденция изменения мощности меловых отложений на внутренней части Баренцевского шельфа довольно закономерна. В среднем мощности невелики и колеблются от 0 до 1000 м, лишь иногда достигая 1500–2000 м.

В Баренцевом море меловой комплекс залежей углеводородов не содержит, однако потенциальные возможности его нефтегазоносности благоприятны. В песчано-глинистой формации этого региона отчетливо выделяется глинисто-алеврито-песчаная толща апта – нижнего альба и преимущественно алеврито-глинистая толща среднего – верхнего альба и верхнего мела. Первая может рассматриваться как коллекторская, а вторая как экранирующая. Залежи нефти и газа могут быть обнаружены здесь за счет вертикальной миграции из юрско-триасовых отложений по тектоническим нарушениям.

Особого внимания заслуживают неокомские отложения, подошва которых в центральной части Баренцева моря залегает на глубине до 2500– 3100 м, а мощность достигает 700 м. Эти отложения характеризуются спецификой сейсмических записей, типом слоистости и внутренней микроструктурой. По данным Е.Б. Диденко, Л.С. Моргулиса, выделяются три сейсмофациальные зоны с увеличением мощности с востока на запад, что свидетельствует о восточном источнике сноса терригенного материала. Наиболее перспективной предполагается западная часть клиноформ.

Рассматриваемый тип пород представляет интерес с точки зрения поисков песчаных коллекторов – потенциальных ловушек углеводородов в нижнемеловых отложениях арктического шельфа, неглубоко залегающих и сравнительно дешевых для поисков и разведки.

В северной части Карского моря выделяются две области развития меловых пород: одна включает рифтообразный прогиб Святой Анны, где мощность мелового комплекса достигает 1500 м, вторая занимает обширную территорию современной Северо-Карской впадины, которая отличается значительным сокращением мощности мелового чехла. В прогибах, осложняющих Северо-Карскую синеклизу (грабенообразный прогиб Уединения, Центральный, Арктического института), мощность мела не превышает 600 м при глубине залегания подошвы осадочного чехла по сейсмическим данным 10–12 км.

Мелководный глинисто-песчаный комплекс п-ва Ямал содержит богатейшие залежи нефти и газа. К югу от Ямала разведано газовое месторождение-гигант Ямбургское (19 газовых залежей), на Ямале – газоконденсатное Харасавейское, нефтегазоконденсатное Новопортовское и др. На севере п-ва Ямал, на о-ве Белый в меловых осадках отмечены незначительные притоки нефти (1,5–2 т/сут) в песчаниках валанжина и готерива. На п-ве Гыдан в меловых отложениях открыты газоконденсатные месторождения Утреннее, Гыданское, Геофизическое и др. Как видим, в меловых породах преобладают газ и газоконденсат. Практически все газоносные отложения мела преимущественно континентальные и переполнены углистым материалом. В связи с этим многие исследователи(И.И. Нестеров, А.Э. Конторович, Г.Е. Рябухин и др.) генезис газа в меловых и частично в юрских породах связывают с рассеянным веществом, что вполне вероятно. Однако применить это обстоятельство для оценки перспектив и размера месторождений в зависимости от мощности угольных пластов маловероятно.

Критерии раздельной оценки на нефть и газ и фактические данные по материалам бурения на шельфе позволяют говорить о преимущественной газоносности готерив-аптских отложений. Область наиболее высоких перспектив аптского комплекса охватывает районы с песчанистостью разрезов 30– 70 %, в том числе район Русановского месторождения, аптские отложения которого в отличие от аналогичных образовании Ленинградского месторождения характеризуются наибольшей концентрацией ресурсов углеводородов.

Возможные нефтегазоносные бассейны меловых отложений арктического региона России расположены к востоку от Верхоянского хребта в пределах Восточно-Сибирского и Чукотского морей – Новосибирский и Лонгочукотский. Здесь выявлены поднятия и впадины с мощностью осадочных пород 3–5 км (по геофизическим данным). В районе низовьев р. Колыма бассейны Северо-Колымский, Тахтахский сложены мезозойскими, преимущественно осадочно-вулканогенными породами. В Тахтахском бассейне в меловых породах отмечается угленосность, и к югу от пролива Дмитрия Лаптева в одной из мелких скважин наблюдались газопроявления. Мощность осадочно-вулканогенного чехла всех указанных бассейнов невелика – менее 1000 м и реже 1–2 км. Бассейны малоперспективны или бесперспективны.

2. В меловых отложениях шельфа арктических морей России установлены следующие формационные комплексы: мелководный песчано-глинистый (Баренцево море, северная часть Карского моря); озерно-аллювиальный терригенный (шельф Тимано-Печорской провинции); мелководный песчано-глинистый, угленосный (южная часть Карского моря); мелководный глинисто-песчаный (п-ва Ямал, Гыдан, о-в Белый); прибрежно-морской, глинисто-песчаный, угленосный (низовье р. Лена, Предверхоянский прогиб).

4. Нефтегазоносность меловых отложений Карского моря связана лишь с Южно-Карской синеклизой, где развита мелководная песчано-глинистая, местами угленосная формация со значительными (до 400 м) мощностями. Наиболее перспективны готерив-аптские и альб-сеноманские отложения. Характерно для мелового разреза возрастание глинистости по направлению от континента (п-ов Ямал) к центру синеклизы, что, по-видимому, положительно влияет на свойства флюидоупорных толщ.

Wide distribution on shelf of artic seas of Russia has sandshale formations of cretaceous age. They occupies about a two third area of shelf. In this formations of Yuzhno – Kara cyneclise in the South of Kara Sea has been found two gient fields of natural gas liquid (Rusanovskoye and Leningradskoye). Analysis of thickness map of cretaceous sandshale formations of Barents – Kara Region showed that individual areas of Barents Sea have a positive petroleum potential. Hydrocarbon prospects of shelfy sand-shale formations of Laptev, East Siberian, and Chuckhee Seas can be favourable too.

1 – области современного отсутствия или резкого сокращения меловых отложений; 2 – изопахиты, км; 3 – тектонические нарушения; 4 – внешняя граница шельфа