6.2. Северо-Карская перспективная нефтегазоносная провинция

Северо-Карская ПНГП (см. рис. 7) расположена в северной части Карского моря. Приурочена к одноименной крае­вой плите. Изучена крайне слабо. Сейсморазведка практически не проведена. По аэромагнитным данным здесь выделена впадина Уединение, Северо-Карский мегавал, Шмидтовский прогиб, Ушаковское поднятие и обрамляющий их Северо-Земельский выступ и Северо-Таймырская моноклиналь. Впадина Уединение и Шмид­товский прогиб рассматриваются как продолжение системы впа­дин Баренцевского шельфа. Мощность осадочного чехла в их пре­делах достигает 10 — 12 км на севере Таймырской моноклинали и 6 км на Северо-Земельском выступе.

6.3. Лаптевская перспективная нефтегазоносная провинция

Лаптевская нефтегазоносная провинция, занимает большую часть акватории моря Лаптевых и приурочена к одно­именной краевой плите. На западе провинция ограничена беспер­спективными землями Таймырско-Североземельской складчатой системы, на востоке — зонами неглубокого залегания мезозоид и более древних массивов, на юге — складчатыми сооружениями ответвления мезозоид Северо-Востока России. На юго-западе она системой разрывных нарушений отделяется от Анабаро-Хатангской области, а на севере условно ограничивается изобатой 500 м (см. рис. 7).

Представления о строении этого региона основываются на гравимагнитных данных, материалах единичных сейсмических про­филей и геологических наблюдений на суше.

Считается, что Лаптевская плита расположена на древнем массиве, являющемся одним из блоков Сибирской платформы, и в ее фундаменте преобладают архейские и нижнепротерозойские образования. В то же время высказывается мнение о гетероген­ности основания Лаптевского бассейна. Предполагаемая глубина залегания фундамента изменяется от 1 — 2 км в приподнятых зо­нах до 6 — 8 км во впадинах.

В осадочном чехле провинции с учетом разрезов сопредель­ных структур суши — Анабарской антеклизы, Лено-Анабарского и Енисей-Хатангского прогибов и Анабаро-Хатангской седлови­ны — прогнозируется три структурно-формационных и соответ­ствующих им перспективных нефтегазоносных комплекса. В со­став нижнего комплекса входят отложения от верхнего протеро­зоя до среднего палеозоя включительно, представленные морски­ми и лагунными терригенными и терригенно-карбонатными от­ложениями, возможно с пластами галогенных пород. Мощность комплекса порядка 3 км. Средний комплекс включает терриген-ные отложения от позднепалеозоиского до раннемелового возра­ста. Мощность его не более 3 км. Верхний (синокеанический) ком­плекс, мощность которого может достигать 4 км, имеет, по-види­мому, возрастной интервал от позднего мела до кайнозоя включи­тельно и характеризуется терригенным составом.

Новая информация о геологическом строении этого регио­на отсутствует, что затрудняет оценку перспектив нефтегазо-носности.

Основными структурами, имеющими большой объем осадоч­ного чехла и наиболее высокие перспективы, являются Южно-Лаптевская впадина и Усть-Ленский грабен: во впадине при пло­щади порядка 35 тыс. км² мощность осадочного чехла достигает 6 — 8 км, в грабене при площади около 41 тыс. км² мощность осадочно­го разреза до 4 км. На каждую из этих структур приходится при­мерно по 40% извлекаемых суммарных ресурсов области. В пре­делах Южно-Лаптевской впадины на основании сопоставления характера поля силы тяжести и сейсмических данных предпола­гается наличие валов, депрессий и отдельных более мелких под­нятий. Усть-Ленский грабен, по сложившимся представлениям, является продолжением рифтогенной зоны срединно-арктического хребта на континентальной окраине. Рифтогенная природа и приуроченность к нему дельты Лены обуславливают его достаточ­но высокие перспективы.

Наибольшие перспективы в пределах провинции связывают­ся с верхне-палеозойско-нижнемеловым перспективным комплек­сом, в котором ожидается до 47% ресурсов области. Он перспек­тивен в пределах Усть-Ленского грабена и в Южно-Лаптевской впадине, в которых к нему приурочиваются соответственно 48 и 70% ресурсов этих структур. Немногим более половины (52%) ре­сурсов Усть-Ленского грабена приходится на верхнемеловой-палеогеновый комплекс, в Южно-Лаптевской впадине в нем пред­полагается около 9 % ресурсов.

В ресурсах всей провинции этот комплекс составляет 24%. На долю нижнего верхнепротерозойско-среднепалеозойского комп­лекса приходится 29% ресурсов области. С ним связываются пер­спективы во всей зоне поднятий области и около 20% ресурсов Южно-Лаптевской впадины. Соотношение извлекаемых суммар­ных ресурсов нефти и конденсата к газу по области ожидается 1:2. На глубинах до 3 км прогнозируется немногим более 50% ресур­сов области, в интервале 3 — 5 км — порядка 30% и в интервале 5 — 7 км — около 14% ресурсов. Около 5% ресурсов предполагается на участках с глубинами моря до 100 м, в том числе примерно 60% в интервале

10 — 50 м.

Северо-западная часть провинции, включающая Западно-Лап-тевский прогиб и Хребтовское поднятие, в связи с крайне слабой изученностью получила лишь качественную оценку. В качестве перспективного комплекса здесь рассматриваются верхнепалео-зойско-нижнемеловые отложения. Небольшая часть акватории (18 тыс. км²) моря Лаптевых (Хатангский залив) относится в тектони­ческом отношении к Анабаро-Хатангской седловине, выделенной в качестве самостоятельной области. Здесь перспективны верхне-протерозойско-среднепалеозойский и верхнепалеозойско-нижне-меловой комплексы.. Около 70% извлекаемых суммарных ресур­сов прогнозируются как газовые.