Д.С. Оруджева (ИГиРГИ), А.Н. Обухов (ЮКОС), Д.Д. Агапитов (администрация Чукотского АО)

Восточно-арктические моря России – крупный резерв развития топливно-энергетического комплекса Дальнего Востока. Особый интерес вызывают перспективы нефтегазоносности осадочных бассейнов Чукотского моря, где могут быть открыты новые гигантские месторождения УВ. Чукотское море является окраинным морем Северного Ледовитого океана, омывает северное побережье Чукотского полуострова (Россия) и северо-западные берега Аляски (США). Оно соединяется с Беринговым морем через одноименный пролив, а с Восточно-Сибирским – проливом Лонга (рис.1,А).

Площадь Чукотского моря составляет 582 тыс.км² при средней глубине 77 м, причем до 60 % приходится на глубины менее 50 м. Природно-климатические условия крайне суровые: в конце октября – ноябре оно полностью закрывается льдом, который держится до мая – июня. Для судоходства доступна преимущественно южная часть моря, и то благодаря относительно теплому Беринговоморскому течению, ежегодно переносящему около 30 тыс.км³ воды. Температура воздуха в период навигации 4-6 °С , а воды – от 4 на севере до 10-12 °С на юге моря. С середины ноября более 70 сут длится полярная ночь.

Изученность российского сектора Чукотского моря геолого-геофизическими методами остается низкой. В 1976 г. Полярная геофизическая экспедиция НПО "Севморгео" выполнила в Чукотском море морские сейсмические работы по методике MOB ЦЛ, которые явились первыми отечественными морскими сейсморазведочными исследованиями в этом районе. Они проводились по двум профилям общей протяженностью 700 км в юго-восточной части Чукотского моря [1]. В конце 70-х гг. небольшой объем работ был выполнен силами ВМНПО "Союзморгео", в 1987-1988 гг. они снова проводились НПО "Севморгео", а в 1990 г. около 8,9 тыс. км отработало СП Polar Pacific (совместное предприятие образовано трестом "Дальморнефте-геофизика" и Halliburton Geophysical Services). Поскольку в пределах акватории не пробурено ни одной скважины, представления о бассейне базируются на информации о геологическом строении о-ва Врангеля, северного побережья Чукотки и нефтегазоносного севера Аляски, где в 1968 г. в Колвиллском прогибе (провинция Арктического склона) было открыто крупное нефтегазовое месторождение Прадхо-Бей (Prudhoe-Bay).

В пределах Чукотского моря выделяются Южно-Чукотский (включая прогиб Хоуп на шельфе и побережье Аляски) преимущественно мел-кайнозойский и Северо-Чукотский в основном палеозой-мезозойский бассейны, разделенные зоной поднятий Геральда-Врангеля, протягивающейся от мыса Лисберн на Аляске до о-ва Врангеля (см. рис. 1,А). Подобное строение обусловливает резкое различие в перспективах возможной нефтегазоносности отдельных частей Чукотского моря. Мощный (более 8 км) пассивно-окраинный чехол Северо-Чукотского бассейна, протягивающийся в акваторию моря Бофорта, характеризуется значительно более высокими перспективами нефтегазоносности, что косвенно подтверждается наличием нефтяного месторождения-гиганта Прадхо-Бей на северном побережье Аляски. Относительно маломощный (2, редко 4 км) терригенный чехол Южно-Чукотского бассейна вряд ли может обеспечить формирование крупных скоплений УВ. На его аляскинском продолжении – прогибе Хоуп – проведенные геологоразведочные работы показали возможность открытия только мелких газовых месторождений. Зона поднятий Геральда-Врангеля характеризуется сильной тектонической нарушенностью, относительно уменьшенными мощностями чехла и диапиризмом.

На основании сейсмических данных осадочные бассейны моря Бофорта, американского и российского секторов Чукотского моря в тектоническом отношении едины. По своему геоструктурному положению Северо-Чукотская впадина входит в обширную систему окраинно-континентального прогибания, включающую также известный Колвиллский нефтегазоносный бассейн Северной Аляски, отделенный от Северо-Чукотской впадины стабильным блоком, образованным Чукотской платформой и сводом Барроу (см. рис.1,А). Существующий уровень сейсмической изученности позволяет прогнозировать сходство стратиграфического набора и вещественного состава осадочного чехла перечисленных бассейнов. Осадочный чехол этих бассейнов представлен тремя основными структурными этажами:

В целом седиментационные бассейны Чукотского моря относятся к рифтовому типу [2], но геологическое строение Северо-Чукотского бассейна наиболее сложно: в его разрезе выделяются пассивно-окраинные отложения палеозоя и окраинно-рифтовые толщи мезозоя и кайнозоя. По сейсмическим данным [3, 5] осадочный чехол существенно разбит сбросами, т.е. находится в состоянии регионального растяжения (см. рис. 1,Б). В пределах американского сектора Чукотского моря выявлены мощные листрические разломы, по которым развивается глинистый диапиризм. Поверхность срывов (detachments) приурочена к некомпетентным глинам мела [5]. В Южно-Чукотском бассейне практически отсутствует палеозойский комплекс.

С точки зрения поисков залежей УВ наиболее интересен Северо-Чукотский бассейн, хотя он и удален от побережья Чукотского полуострова на 400-600 км. Толщина осадочного чехла, заполняющего впадину, в осевой части (проходящей примерно вдоль параллели 73° с.ш.) достигает по сейсмическим данным 10 км. Для сравнения: мощности осадочного чехла в промышленно-нефтегазоносной провинции Арктического склона не превышают 6 км (см. рис. 1,А). Северо-Чукотский бассейн имеет проградационное строение: в пределах системы поднятий Геральда-Врангеля преобладает палеозойский комплекс. Севернее этого тектонического элемента протягивается ареал развития мощной пермотриас-юрской толщи, а еще далее к северу предполагается распространение мел-кайнозойского чехла (рис. 2). Несколько иной разрез в южной половине Чукотского моря (южнее системы поднятий Геральда-Врангеля) – в Южно-Чукотском бассейне. Вероятно, здесь на гетерогенном основании развит, прежде всего, мел-кайнозойский осадочный чехол, мощность которого в Южно-Чукотской впадине не превышает 4-5 км, а во впадине Хоуп составляет около 3-4 км. В северной части Южно-Чукотской впадины существенно увеличивается мощность меловых, а возможно, и триас-юрских отложений, однако общая мощность осадочного чехла здесь уменьшается до 2 км (см. рис. 1,Б).

К настоящему времени установлено, что подводные окраины континентов, как современные, так и древние, представляют собой основные области нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Это надежно подтверждено результатами геолого-разведочных работ на акваториях во всех частях света и на арктических шельфах Норвежского, Баренцева и Карского морей, а также морей Баффина и Бофорта. Нет сомнений в высокой продуктивности бассейнов морей Лаптевых и Восточно-Сибирского, где уже первые сейсмические профили показали наличие мощного осадочного чехла, в целом генетически единого для всего Арктического региона. Главным условием нефтегазоносности бассейнов континентальных окраин является прогретость (погруженность) толщ. Даже с учетом низкого геотермического градиента (поверхностная плотность теплового потока в Арктическом регионе составляет в среднем 50-70 мВт/м², увеличиваясь в зонах поднятий до 80 мВт/ м², а геотермический градиент с учетом охлаждающего воздействия криолитозоны составляет всего около 1,4-2,6 °С/100 м [3]) возможные нефтематеринские толщи Северо-Чукотского бассейна уже вошли в "нефтяное окно".

Промышленная нефтегазоносность выявлена на суше Северной Аляски (провинция Арктического склона), где разрабатывается месторождение Прадхо-Бей. Продуктивны миссисипские (каменноугольные), пермские, триасовые и юрско-меловые толщи. Запасы Прадхо-Бей оцениваются от 3,0 до 5,5 млрд т нефти, а расположенного в нескольких километрах к западу газового месторождения Купарук-Ривер – в 756 млрд м³ газа [4]. Потенциальные запасы всего бассейна в целом достигают 10 млрд т в нефтяном эквиваленте. На сегодняшний день в его пределах открыто 24 нефтяных и газовых месторождения, причем 2 из них (Эндикот и Сил-Айленд) расположены в шельфовой части бассейна. На морских месторождениях продуктивны и мел-кайнозойские отложения [4, 5].

Палеозойская система включает коллекторы и покрышки преимущественно карбонатного состава. Коллекторы в девон-каменноугольных отложениях порово-трещинные и трещинные, что может обеспечить повышенную проницаемость, а следовательно, высокие дебиты. Ловушки сформировались во время пермотриасового рифтинга и плиоцен-четвертичной активизации. Основной нефтематеринской толщей является девон-каменноугольная глинисто-карбонатная с сапропелевым веществом, преобразованным до антрацитной – семиантрацитной стадии (R₀ > 2,5 %), генерирующая газ и газоконденсат.

юрско-меловую паралическую угленосную с ОВ гумусово-сапропелевого типа, преобразованную до стадий от жирных до длиннопламенных углей (R₀ = 0,65-1,15 %). Она может генерировать нефть и конденсат, включает угленосные толщи, генерирующие сухой газ.

В провинции Арктического склона эти толщи входят в состав сейсмостратиграфической последовательности Верхний Эллесмериан (Ellesmerian, пермь–нижний мел) (см. рис. 2), который на Аляске является главной нефтегазовмещаю-щей толщей, обогащенной сапропелевым керогеном. Содержание С_орг колеблется от 0,9 до 3,25 %, а отражательная способность витринита изменяется от 0,6 до 2,0 % [4, 5].

мелпалеоценовая континентальная озерная слабоугленосная, на севере она прогрета до стадии "нефтяного окна", на юге опущена глубже и прогрета до коксово-антрацитовой стадии [5]. В бассейнах Северной Аляски эта толща соотносится с подразделением Нижний Брукиан (Lower Brookian), отложения которого известны как нефтегазогенерирующие (см. рис. 2). В частности, в его основании содержание С_орг составляет 1,6 % при максимуме 5,4 %. Отражательная способность витринита также изменяется от 0,6 до 2,0 % [4,5];

эоцен-олигоценовая прибрежно-морская песчано-глинистая с ОВ гумусово-сапропелевого типа, преобразованным до стадий от длинно-пламенной до жирной (R₀ =0,5-1,15 %), она вошла в "нефтяное окно" только в центральной части Южно-Чукотского и в удаленной северной части Северо-Чукотского бассейнов;

олигоцен-миоценовая морская глинисто-кремнистая с ОВ сапропелевого типа, преобразованным преимущественно до буроугольной стадии (R₀ = 0,25-0,5 %), т.е. в настоящее время породы, вероятнее всего, не вступили в главную фазу нефтеобразования даже в самых погруженных зонах и генерируют ограниченный объем биогенного газа. В провинции Арктического склона все три толщи соответствуют сейсмостратиграфической последовательности Верхний Брукиан (Upper Brookian) (см. рис. 2), который включает глины, алевролиты, песчаники и угли. Содержание С_орг значительное, однако невысокая степень катагенетической преобразованности свидетельствует о довольно низкой зрелости пород.

В Южно-Чукотском бассейне предполагается выделение двух нефтегазовых систем: мезозойской и верхнемеловой – кайнозойской. Мезозойская (преимущественно триасовая и меловая) с учетом данных по о-ву Врангеля отличается высокой катагенетической преобразованностью, развитием нарушенных, плохопроницаемых несвязанных природных резервуаров. Сохранность УВ-скоплений ожидается низкой в связи с юрским и предэоценовым размывами. Верхнемеловая–кайнозойская система характеризуется мелкими локальными гидродинамически разобщенными резервуарами, что препятствует дальней латеральной миграции. Однако в зонах размывов, субгоризонтальных срывов и глинистого диапиризма возможны более активные перетоки флюидов. В плиоцен-квартере были сформированы основные ловушки. Следует отметить, что доэоценовые, а особенно доверхнемеловые отложения в Южно-Чукотском бассейне существенно преобразованы, что может быть связано только с активным тектогенезом, который сформировал мезозоиды хр. Брукса, а следовательно, нефтегазоносный потенциал до-кайнозойских отложений значительно снижен. В этом отношении Южно-Чукотский бассейн в большей мере является аналогом мел-кайнозойских бассейнов Берингова моря.

По результатам подсчетов различных групп исследователей площадь перспективных акваторий в российской части Чукотского моря достигает 340 тыс.км², а плотность геологических ресурсов может превышать 50 тыс.т условного топлива на 1 км² (Л.Э. Левин, М.С. Моделевский, О.В. Васильев). По результатам прогнозной оценки по состоянию на 01.01.93 г. плотность геологических ресурсов оценивалась в 15-20 тыс.т условного топлива/км² (И.С. Грамберг, Д.В. Лазуткин, О.И. Супруненко), при этом в пределах Северо-Чукотского бассейна плотность существенно больше (не менее 30 тыс.т условного топлива/км²), а в Южно-Чукотском меньше (около 5 тыс.т условного топлива/км²). Таким образом, суммарные геологические ресурсы по самым осторожным оценкам составляют от 5 до 7 млрд т условного топлива. Если же обратиться к аналогичным подсчетным параметрам по провинции Арктического склона, то оценка повышается до 13-15 млрд. т условного топлива (Я.П. Маловицкий и др.). Однако более достоверную оценку можно дать только после обнаружения основных локальных структур в акватории Северо-Чукотского бассейна. Выявление и подготовка поднятий в пределах Южно-Чукотского бассейна и на системе поднятий Геральда-Врангеля (включая Чукотскую платформу) в настоящее время вряд ли целесообразны.

Северо-Чукотский и Южно-Чукотский бассейны уже выделялись в качестве тендерных участков при организации конкурсов на акватории дальневосточных морей. Однако успешными тендеры могут быть только на хорошо подготовленных участках с полным пакетом геолого-геофизических данных и желательно с хотя бы одной оптимально пробуренной скважиной. Эта проблема является первоочередной для Чукотского моря и ее финансирование будет не только оправданным, но и высокоэффективным. Таким образом, в настоящее время необходимо провести детальные тематические исследования с целью систематизации, анализа и обобщения имеющихся материалов по Чукотскому морю, а также по прилегающим акваториям моря Бофорта и территориям Северной Аляски. Параллельно с этими исследованиями целесообразно осуществление комплекса региональных сейсморазведочных работ с поисковым бурением (которое будет выполнять также и роль параметрического). Приоритетным направлением является сектор, расположенный севернее зоны поднятий Геральда-Врангеля. Это объясняется тем, что при проведении работ в таких сложных условиях необходимо минимизировать их риск и сконцентрировать все усилия на действительно наиболее перспективном направлении, где вероятность открытия крупных и гигантских месторождений нефти и газа максимальна. Только в этом случае возможен экономический эффект. Проведение же поисково-разведочных работ в Южно-Чукотском бассейне, хотя и не является первоочередной задачей, целесообразно для обеспечения энергетическими ресурсами территории Чукотки и севера Якутии.

Eastern Arctic Seas of Russia are a large energy reserve of the XXIth century.The article analyses sedimentary basins of the Chuckchee Sea and their oil and gas potential prospects with attracting materials about well studied water area and the territory of Alaska's Arctic slope province.

The work resulted in recognizing the North-Chuckchee basin (to the north of latitude of Wrangel Island) as a first priority target where by analogy with North Alaska basins the large and giant fields may be discovered.

1. Коган А.Л. Морские сейсморазведочные работы в Чукотском море //Морские геофизические исследования в Мировом океане. – Л., 1981. – С. 38-40.
2. Моря Советской Арктики /Под ред. И.С. Грамберга, Ю.Е. Погребицкого. - Л.: Недра, 1980. - Т. 9.
3. Шипилов Э.В., Сенин Б.В., Юнов А.Ю. Осадочный чехол и фундамент Чукотского моря по сейсмическим данным // Геотектоника. – 1989. –№5. - С. 99-109.
4. Bird Kenneth J. Arctic Coastal Plain province // United States Geological Service bulletin. - 1993. - № 2034. - P. A8-A25.
5. Dennis K. Thurston, Leslie A. Theiss Geologic report for the Chukchi Sea planning area – Alaska: United States Department of the Interior Minerals Management Service Alaska OCS Region Anchorage. - Alaska, 1987.