6.5. Южно-Чукотская перспективная нефтегазоносная провинция

Южно-Чукотская ПНГП занимает южную часть Чу­котского моря и частично заходит в пределы Восточно-Сибирско­го моря, а на северо-востоке продолжается за пределы российско­го сектора Чукотского моря. Провинция приурочена к межгорным прогибам Верхоянско-Чукотской мезозойской складчатой систе­мы (см. рис. 7).

В Южно-Чукотском мегапрогибе выделяются три впадины, мощность преимущественно терригенных пород чехла в них дос­тигает 3 — 4,5 км.

В разрезе мегапрогиба нефтегазоносность связывается с ниж­немеловым комплексом мощностью около 1,5 км и верхнемеловым- палеогеновым комплексом мощностью порядка 2 — 2,5 км, ос­новной объем комплекса составляют палеогеновые отложения.

Южно-Чукотская ПНГП обладает сравнительно невысокими пер­спективами. Прогнозные ее ресурсы примерно поровну распределя­ются между верхним и нижним перспективными комплексами, при­чем более 55% извлекаемых суммарных ресурсов, по-видимому, со­ставит газ. Почти все ресурсы приурочены к глубинам моря 10 — 50 м.

6.6. Усть-Индигирская перспективная нго

Усть-Индигирская ПНГО выделяется в качестве са­мостоятельной области и имеет весьма сходные черты строения с Южно-Чукотской ПНГП, они обрамляются и разделяются между собой бесперспективными землями.

Усть-Индигирская ПНГО расположена в южной части Восточ­но-Сибирского моря. Усть-Индигирская область, также как и Южно-Чукотская провинция, приурочена к межгорным прогибам Верхоянско-Чукотской мезозойской складчатой системы. Южный мегапрогиб, являющийся основной структурой Усть-Индигирской ПНГО, отделен на севере от Восточно-Арктической провинции зоной погребенных передовых хребтов мезозоид. Предполагаемая мощность осадочного чехла в нем порядка 4 км.

Нефтегазоносность в области связана с нижнемеловым ком­плексом мощностью около 1,5 км и верхнемеловым-палеогеновым комплексом мощностью 2 — 2,5 км. В южном мегапрогибе основ­ную роль в разрезе верхнего комплекса играют, по-видимому, вер­хнемеловые отложения.

Перспективы области оцениваются сравнительно невысоко. Мощность верхнего комплекса Усть-Индигирской области доволь­но значительная.

6.7. Притихоокеанская нефте­газоносная провинция

Притихоокеанская НГП выделена в пределах Камчат­ской области, Корякского и Чукотского автономных округов, при­легающих акваторий Берингова моря и Тихого океана (рис. 269).

Рис. 269. Притихоокеанская нефтегазоносная провинция [45].

Крупнейшие тектонические элементы обрамления: I — Вос­точно-Азиатский вулканоген­ный пояс, II — Центральноко-рякский антиклинорий, III — Центральнокамчатский меган-тиклинорий.

Нефтегазоносные области: А — Анадырско-Наваринская, Б — Хатырская, В — Восточно-Кам­чатская, Г — Алеутская, Д — Ко­мандорская

Перспективная площадь НГП оценивается в 226 тыс. км2, включая 94 тыс. км2 на суше и 172 тыс. км2 — в акваториях. На суше откры­то пять небольших месторождений нефти и газа; разработка их не ведется.

Притихоокеанская НГП соответствует современной геосин­клинали и кайнозойской складчатой области. Большую часть пло­щади суши в пределах Камчатки и Чукотки занимают складчатые

сооружения антиклинорного типа и лишь в прибрежных районах развиты орогенные впадины, раскрывающиеся в шельфовые зоны (Анадырская, Наваринская, Хатырская, Олюторская и др.). В ак­ватории Берингова моря выделяются Алеутская и Командорская глубоководные котловины, обрамленные с юга Алеутской остро­вной дугой.

Осадочное выполнение впадин представлено преимуществен­но молассами палеоген-четвертичного возраста: только в отдель­ных бассейнах чехол включает верхнемеловые терригенные и вулканогенно-обломочные породы. Карбонатные породы пред­ставлены в разрезе ограниченно; доля вулканогенных пород не превышает 10 — 30%.

Перспективы нефтегазоносности Притихоокеанской НГП связаны с кайнозойскими отложениями. Общий потенциал ресур­сов углеводородов невысокий и характеризуется преобладанием (до 70%) газовой составляющей. Обосновано выделение в осадоч­ной толще двух нефтегазоносных комплексов: эоцен-олигоцено-вого и миоценового.

Эоцен-олигоценовый НГК представлен пачками переслаива­ния песчаников, глин, углей общей толщиной до 3000 м. Коллекто­рами служат песчаники, зональными покрышками — глины оли-гоценового возраста. Из этих отложений получены притоки го­рючего газа дебитом порядка 100 тыс. м³/сут на Поворотной пло­щади в Анадырской впадине и около 60 тыс. м³/сут на Янракоим-ской площади в Хатырской впадине.

Миоценовый НГК имеет сходный терригенно-угленосный состав, толщина его до 5000 м. Резервуар представлен песчаника­ми, перекрытыми глинистыми пачками верхнемиоценового (Ана­дырская впадина) и среднемиоценового (Хатырская впадина) воз­растов. С этим комплексом связаны все открытые месторождения нефти и газа.

В Центрально-Камчатском прогибе выделяется меловой пер­спективный комплекс, в котором проницаемые терригенные по­роды экранированы глинами палеоцен-олигоцена.

В составе Притихоокеанской НГП намечаются две нефтега­зоносные области: Анадырско-Наваринская и Хатырская. В Берин­говом море предполагаются Алеутская и Командорская НГО, од­нако, пока они достоверно не обоснованы.

АНАДЫРСКО-НАВАРИНСКАЯ НГО (рис. 270) занимает одно­именные впадины, раскрытые в акваторию Берингова моря. Пло-

Рис. 270. Анадырская нефтегазоносная область [46]: Границы: 1 — бассейна, 2 — прогибов; 3 — изогипсы (а — подошвы па­леоцена-эоцена, б — подошвы миоцена); 4 — разломы (а — сбросы, сдви­ги, б — надвиги и взбросы); 5 — месторождения: (а — нефти, б — газа). Антиклинальные зоны:

1 — Чиринкайская, 2 — Поворотно-Телекайская, 3 — Озерковская, 4 — Центрально-Крестовская, 5 — Васильевская, 6 — Беринговская, 7 — Туманская, 8 — Центральная, 9 — Прибрежная.

Месторождения: 1 — Верхне-Эчинское, 2 — Верхнетелекайское, 3 — За­падно-Озерное, 4 — Ольховое

щадь НГО составляет 110 тыс. км², из них на суше 27 тыс. км². В Анадырской впадине открыты Верхнеэчинское нефтяное, Вер­хнетелекайское нефтегазоконденсатное и Западно-Озерное газо­вое месторождения в миоценовом нефтегазоносном комплексе. На этот комплекс приходится основная часть прогнозируемых ресур­сов нефти и газа.

ХАТЫРСКАЯ НГО (рис. 271) (площадь 27 тыс. км²) соответству­ет одноименной впадине, большая часть которой располагается на шельфе. Толщина осадочного чехла в наиболее прогнутых частях впадины достигает 7000 м. В Хатырской впадине открыто Угловое нефтяное месторождение, где коллектором служат миоценовые песчаники, приуроченные к небольшим блокам на нарушенном участке региональной моноклинали.

Рис. 271. Хатырская нефтегазоносная область [46]:

1 — границы бассейна; 2 — выходы на поверхность палеогеновых отло­жений; 3 — изогипсы по подошве неогеновых отложений; 4 — разрыв­ные нарушения; 5 — Угловое месторождение нефти

В отличие от Анадырской впадины миоценовый комплекс в Хатырской впадине не рассматривается как ведущий и концент­рирует около 30% прогнозируемых ресурсов углеводородов. Бо­лее высоко (70%) оценивается эоцен-олигоценовый комплекс, из отложений которого получены притоки газа (Янракоимская пло­щадь) . Предполагается, что в Хатырской впадине большое влия­ние на формирование и размещение месторождений нефти и газа оказывают разломы. На шельфе, как ожидается, характер текто­ники будет более спокойным.

В Притихоокеанской провинции выделяется также Восточно-Камчатская перспективная НГО, включающая ряд прогибов Вос­точной Камчатки, шельфа Берингова моря и Тихого океана (Олю-торский, Вывенский, Литкенский, Пылговаямский и др.). Их об­щая площадь 75 тыс. км², в том числе на суше 21 тыс. км².

Осадочный чехол этих прогибов сложен морскими терригенными и вулканогенными образованиями палеогена и неогена тол­щиной от 2000 до 6000 м. Перспективными являются меловые, па­леогеновые и неогеновые отложения. Отмечаются многочислен­ные прямые и косвенные признаки нефти и газа в Центрально-Камчатском и Восточно-Камчатском прогибах.