Геология восточно сибирского моря

Тектоническое районирование шельфа Восточно-Сибирского и Чукотского морей на основании комплексной интерпретации геолого-геофизических данных

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017 — № 2(4). – С. 53-60

Г.А. Заварзина, к.г.-м.н., Д.С. Шапабаева, Р.Р. Мурзин, О.А. Захарова, Д.А. Колчанов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Ключевые слова: шельф, Восточно-Сибирское море, сейсморазведка, аэрогравимагниторазведка, тектоника, Северо-Чукотский бассейн, моделирование углеводородных систем

Шельф моря находится на региональной стадии изучения. Наименьшей изученностью сейсмическими методами характеризуется его восточная часть. Ранее представления о его геологическом строении базировались в основном на данных геологической съемки островов и прилегающей суши, а также интерпретации потенциальных полей. Проблеме тектонического районирования региона посвящено ограниченное число работ. Некоторые охватывают весь регион, другие — отдельные его части. Большинство существующих тектонических моделей основано на морфологическом принципе выделения главных структурных элементов, который в отдельных случаях дополняется характеристиками, связанными с предполагаемым возрастом фундамента. В результате комплексного анализа данных (морской сейсморазведки, аэрогравимагниторазведки, материалов геологической съемки островов) специалистами выполнено тектоническое районирование и Чукотского морей. Проведенные исследования выполнялись с целью выделения перспективных объектов и оценки их нефтегазоносности в пределах лицензионного участка.

Tectonic zonation of the East Siberian Sea and Chukchi Sea shelf based on integrated interpretation of geological & geophysical data

PRONEFT». Professional’no o nefti, 2017, no. 2(4), pp. 53-60

G.A. Zavarzina, D.S. Shapabaeva, R.R. Murzin, O.A. Zakharova, D.A. Kolchanov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

Keywords: shelf, East Siberian Sea, seismic survey, aerogravity and magnetic survey, tectonic setting, North Chukchi basin, petroleum system modeling

The shelf of the East Siberian Sea is currently in the regional exploration stage. Its eastern part remains the least explored by seismic studies. Knowledge about the region’s geology was largely shaped by the results produced by geological surveying of the islands and the adjoining mainland as well as gravity and magnetic data interpretation. Tectonic zonation of the Eastern Arctic region is discussed in a limited number of scientific papers. Some papers encompass the entire region, while others focus on its individual areas. Most existing tectonic models rest upon a morphological approach to identifying the key structural elements. Some models are supplemented by characteristics related to the inferred age of the basement. Geoscientists at LLL Gazpromneft Science and Technology Centre have accomplished tectonic zonation of the East Siberian and Chukchi Sea shelf by drawing on the combined evidence from G&G data (marine seismic and airborne gravity and magnetic prospecting, geological surveying of the islands). The studies were conducted with the purpose of identifying prospects and assessing their hydrocarbon potential within the North Wrangel licence block (NWLB)

введение

Шельф Восточно-Сибирского моря находится на региональной стадии изучения. Наименьшей изученностью сейсмическими методами характеризуется восточная часть шельфа. Ранее представления о его геологическом строении базировались в основном на данных геологической съемки островов и прилегающей суши, а также на интерпретации потенциальных полей.

В результате комплексного анализа геолого-геофизических данных (морской сейсморазведки, аэрогравимагниторазведки, материалов геологической съемки островов) специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» выполнено тектоническое районирование Восточно-Сибирского и Чукотского морей. Проведенные исследования выполнялись с целью выделения перспективных объектови оценки их нефтегазоносностив пределах Северо-Врангелевского лицензионного участка (СВЛУ).

Общая характеристика геологического строения региона

В тектоническом отношении рассматриваемый регион включает Восточно-Арктическую эпикаледонскую платформу и Новосибирско-Чукотскую эпипозднекиммерийскую плиту (рис. 1). Границей между этими структурами является региональный разлом Врангеля [1–3].

Рис. 1. Схема тектонического районирования Восточно-Сибирского и Чукотского морей в пределах СВЛУ:
I – Центрально-Арктическая область реликтовых структур: I-A – впадина Подводников, I-Б – поднятие Менделеева, I-В – рифт Чарли, I-Г – Чукотское поднятие — I-Г1 – рифт Нортвинд, I-Г2 – хребет Нортвинд, I-Д – Канадская котловина; II – Восточно-Арктическая платформа: II-A – поднятие Де-Лонга — II-A1 – Жаннетский горст, II-A2 – Восточно-Жоховский горст, II-Б – Северо-Чукотский мегапрогиб — II-Б1 – Западная впадина, II-Б2 – Восточно-Сибирская ступень, II-Б3 – Восточная впадина, II-Б4 – Северо-Дремхедская ступень, II-Б5 – Дремхедский грабен — II-Б51 – Западно-Дремхедская ступень, II-Б6 – Северо-Врангелевская ступень (прогиб), II-В – Чукотско-Бофортская область, II-В1 – Северо-Чукотское поднятие, II-В2 – трог Ханна, II-В3 – Южно-Чукотское поднятие, II-В4 – свод Барроу, II-В5 – прогиб Колвилл; III – Новосибирско-Чукотская плита: III-А – Котельническое поднятие, III-Б – Новосибирский мегапрогиб, III-Б1 – Благовещенская терраса, III-Б2 – Новосибирский грабен, III-Б3 – Илин-Юрский грабен, III-Б4 – Мельвильская впадина, III-Б5 – Медвежинское поднятие, III-В – Барановско-Певекская зона блоковых поднятий и впадин, III-В1 – Северная терраса, III-В2 – Барановское поднятие, III-В3 – Южно-Барановская седловина, III-В4 – Певекское поднятие, III-В5 – Айонская впадина, III-Г – Врангелевско-Геральдско-Брукская зона блоковых поднятий и впадин, III-Г1 – Пегтымельский прогиб, III-Г2 – Шелагско-Мамонтовское поднятие: III-Г21 – Западно-Врангелевский выступ, III-Г22 – Южно-Дремхедская ступень, III-Г23 – Шелагский свод, III-Г24 – Северо-Шелагский вал, III-Г25 – Западно-Мамонтовская ступень, III-Г26 – Мамонтовский свод, III-Г27 – Песцовый грабен, III-Г3 – поднятие Врангеля, III-Г4 – впадина Биллингса, III-Г5 – Южно-Чукотский прогиб: III-Г51 – впадина Шмидта, III-Г52 – выступ Лонга, III-Г53 – Энурминский свод, III-Г54 – впадина Хоуп, III-Г6 – поднятие Геральда: III-Г61 – неизвестный грабен, III-Г62 – грабен Эванса, III-Г63 – вал Тигара, III-Г7 – поднятие Брукса, III-Г71 – вал Коцебу, III-Г72 – впадина Коцебу

Складчатый фундамент Восточно-Арктической платформы сложен интенсивно дислоцированными осадочными, магматическими и метаморфическими породами, относящимися предположительно к периоду от верхнего протерозоя до верхнего девона [2, 4–7]. Отложения разреза осадочного чехла по сейсморазведочным данным прогнозируются в диапазоне от нижнего карбона(?) до кайнозоя. Толщина чехла изменяется от 5-12 до 18-20 км, увеличиваясь с юга на север и с запада на восток. Боʹльшая часть разреза осадочного чехла представлена отложениями мела и кайнозоя.

На позднекиммерийском складчатом основании Новосибирско-Чукотской плиты залегают осадочные комплексы от апта до кайнозоя. Толщина их составляет 0,5–2 км на поднятиях и до 5–7 км в прогибах.

Таким образом, исходя из структурно-формационного анализа пород, распространенных на прилегающей суше и островном обрамлении, акустический фундамент в пределах СВЛУ объединяет разновозрастные образования от протерозоя до апта-альба нижнего мела, дислоцированные в каледонскую и позднекиммерийскую фазы тектогенеза.

Комплексный анализ геолого-геофизических данных

Район СВЛУ характеризуется существенной дифференциацией глубин залегания поверхности складчатого фундамента от 0,5 — 2 км на поднятиях до 12 — 20 км в прогибах.

Тектоническое районирование выполнялось на основе анализа рельефа поверхности складчатого фундамента, закартированного по сейсморазведочным данным с учетом результатов аэрогравимагниторазведки. Ввиду ограниченного объема сейсмических данных на шельфе Восточно-Сибирского моря основу тектонического районирования составили результаты аэрогравимагниторазведки. Анализ потенциальных полей позволил уточнить границы основных тектонических элементов в пределах участка и положение дизъюнктивных нарушений, играющих существенную роль в формировании блоков фундамента и структуры осадочного чехла.

Главными структурными элементами на площади СВЛУ являются Северо-Чукотский мегапрогиб (СЧМП) на севере и Врангелевско-Геральдско-Брукская зона (ВГБЗ) блоковых поднятий и впадин на юге, которые различаются как по возрасту складчатого фундамента, так и по толщине осадочного чехла и последовательности слагающих его сейсмокомплексов. Эти региональные элементы отчетливо выделяются в структуре аномалий потенциальных полей (рис. 2).

Рис. 2. Карта аномалий гравитационного поля в редукции Буге (ЗВВ – Западно-Врангелевский выступ): дизъюнктивные нарушения:
1 – сбросы; 2 – надвиги и взбросы; 3 – сдвиги; 4 – сбросо-сдвиги

ВГБЗ блоковых поднятий и впадин выделена в пределах Новосибирско-Чукотской эпипозднекиммерийской плиты. С запада на восток в пределах ВГБЗ обособляются Пегтымельский прогиб, Западно-Врангелевский выступ, Южно-Дремхедская ступень, Шелагский свод, Северо-Шелагский вал, Западно-Мамонтовская ступень и Гусиный грабен (см. рис. 1).

Гравитационное поле в пределах ВГБЗ характеризуется чередованием положительных и отрицательных зон, четкой линейностью и высокими градиентами на краях локальных аномалий [8]. Положительным аномалиям соответствуют поднятия, отрицательным – впадины и прогибы, которые также закартированны по сейсморазведочным данным (см. рис. 2). При этом в гравитационном поле наблюдаются разноориентированные аномалии. Так, на о. Врангеля и в юго-восточной части СВЛУ преобладают северо-восточные тренды простирания изолиний, в западной части СВЛУ – северо-западные, на остальной акватории – северные (см. рис. 2). Дискордантное взаимоотношение аномалий гравитационного поля в пределах ВГБЗ свидетельствует о сложном строении складчатого фундамента, внутренняя структура которого контролируется тектоническими нарушениями северо-восточного, северо-западного и меридионального направлений.

Разломы северо-восточного направления в пределах складчатой ВГБЗ интерпретируются как надвиги с правосдвиговой компонентой, которая проявляется смещением аномалий вдоль границ позднекиммерийских блоков. Выделенные дизъюнктивные нарушения подтверждаются и сейсморазведочными данными.

Характер нарушений позволяет предположить, что позднекиммерийская структура ВГБЗ формировалась в обстановке сжатия в северо-восточном направлении в период от средней юры до позднего мела. Основные деформации относятся к раннему мелу – палеоцену [9]. Разрывы северо-западного и широтного направлений представлены преимущественно сбросами и сбросо-сдвигами. Они контролируют борта прогибов и грабенов.

В составе Восточно-Арктической платформы на площади СВЛУ выделены две отрицательные структуры: Дремхедский грабен и Северо-Чукотский мегапрогиб.

• Дремхедский грабен расположен между Западно-Врангелевским выступом и Северо-Шелагским валом. Структура слабо изучена сейсморазведкой, поэтому северная граница грабена проведена условно. В гравитационном поле грабен выражен отрицательными значениями аномалий субширотного простирания. В осевой зоне грабена в гравитационном поле выделяется положительная аномалия от 2 до 20 мГал, которая, вероятно, связана с выступом складчатого фундамента (см. рис. 2).
  Положение грабена, его размеры и характер сочленения с СЧМП пока до конца не ясны, что обусловлено слабой сейсмической изученностью. Толщина осадочного чехла в грабене составляет 10-12 км и к северу увеличивается. Можно предположить, что он развивался после среднеюрской инверсии и, следовательно, сформирован верхнеюрско-нижнемеловым, апт-верхнемеловым и кайнозойским комплексами пород. Наличие палеозойских комплексов в основании осадочного чехла остается дискуссионным.
• Северо-Чукотский мегапрогиб – самая крупная структура шельфа Восточной Арктики – простирается с запада на восток. Его западный борт примыкает к поднятию Де-Лонга, восточный – к Северо-Чукотскому поднятию (см. рис. 2). На юге региональный разлом Врангеля отделяет его от ВГБЗ. На севере мегапрогиб раскрывается в котловину Подводников.
  В центральной части СЧМП наблюдаются крупные отрицательные аномалии гравитационного поля, отвечающие отдельным депрессиям в рельефе поверхности фундамента. В структуре аномалий гравитационного поля на южном борту СЧМП выделяется зона субширотного простирания, фиксирующая положение поперечных разломов. Эти разломы проявляются как сбросо-сдвиги, по которым поверхность фундамента погружается в северном направлении до глубины 18-20 км. Возможно, СЧМП со второй половины раннего мела (апт-альб) формировался под влиянием процессов растяжения, связанных с развитием структур Северного Ледовитого океана.
  В связи со слабой изученностью северной части акваторий Восточно-Сибирского и Чукотского морей геологическое строение СЧМП остается неясным. Прогиб относится к типу внутриконтинентальных осадочных бассейнов, толщина осадков достигает 15-20 км (рис. 3). Механизм образования таких структур является дискуссионым. В настоящее время существуют две основные концепции его строения.

Рис. 3. Геолого-геофизический разрез по профилю RU2-1400-RU1-1400 (а) и схема положение профиля (б)

Одни исследователи предполагают, что подобные структуры формируются вследствие растяжения литосферы, возможно, ее раскола и образования коры океанического типа [4], другие считают, что причиной погружения коры во впадинах подобного типа является утонение коры, вызванное подъемом магматического плюма [3, 10].

Результаты моделирования гравитационного поля под СЧМП показывают заметное утонение консолидированной коры до 1,5-2,0 км, особенно ее верхней части, при относительно высокой плотности – 2,70 г/cм 3 [11]. При этом на временных разрезах по профилям, расположенным вкрест простирания структуры, не наблюдается признаков растяжения в виде крупных сбросовых дислокаций в бортовых зонах мегапрогиба, что противоречит гипотезе растяжения литосферы (см. рис. 3). По своему строению СЧМП сходен с нефтегазоносными сверхглубокими бассейнами, приуроченными к Прикаспийской, Южно-Каспийской впадинам и Восточно-Баренцевскому мегапрогибу [10].

Характеристика перспективных участков

Проведенные комплексные геолого-геофизические исследования позволили уточнить строение ранее выделенных локальных структур и выявить новые перспективные объекты.

Одним из наиболее интересных участков является южная бортовая зона СЧМП – Западно-Мамонтовская ступень (рис. 4). Она изучена несколькими сейсмическими профилями МОВ ОГТ. Глубины залегания складчатого основания изменяются от 4 до 12 км. Ступень ограничена сбросами северо-западного и сбросо-сдвигами субширотного направлений с амплитудой смещения от 1–3 до 5–7 км. Разрез осадочного чехла в пределах ступени представлен верхнеюрско-нижнемеловым, аптским, апт-альбским, верхнемеловым и кайнозойским комплексами пород. Толщина верхнеюрско-нижнемеловых отложений, кровля которых находится на глубине 9–10 км, составляет 1–2 км. Основную часть чехла образуют терригенные отложения мела, максимальная их толщина достигает 7 км. Толщина кайнозойских отложений – 3–5 км.

Рис. 4. Геолого-геофизический разрез по профилю ES10Z22_m (положение профиля показано на рис. 3, б)

В результате интерпретации данных сейсморазведки в пределах ступени в меловых и кайнозойских отложениях выявлено несколько перспективных локальных структур, осложненных дизъюнктивными нарушениями. Время формирования ловушек – поздний мел-палеоцен. Сквозные нарушения, осложняющие Западно-Мамонтовскую ступень, могли как привести к разрушению и переформированию залежей, так и стать барьером для флюидов.

К наиболее перспективным участкам с точки зрения поиска и разведки углеводородов также относятся бортовые зоны Дремхедского грабена, но ввиду его слабой изученности в меловых-кайнозойских отложениях выявлены всего две антиклинальные структуры и зона развития литолого-стратиграфических ловушек. Анализ условий седиментации в сочетании с перерывами в осадконакоплении дает возможность ожидать здесь широкое развитие ловушек неструктурного типа и в связи с этим определенные сложности в оценке перспектив нефтегазоносности СВЛУ.

Результаты тектонического анализа позволяют предположить, что основными очагами нефтегазо-генерации углеводородов в пределах участка являются СЧМП и Дремхедский грабен, а их бортовые зоны – областями вероятной аккумуляции углеводородов.

Ввиду отсутствия пробуренных скважин в регионе нет прямых данных об элементах углеводородных систем, в том числе о нефтегазоматеринских толщах (НГМТ). Скважины, пробуренные в американском секторе Чукотского моря (Крэкерджек, Попкорн, Бургер, Клондайк, Диамонд), расположены в пределах другой структурно-формационной зоны.

Вместе с тем проведенные палеогеографические реконструкции и литолого-фациальная характеристика отложений дают возможность предположить, что формирование осадочных комплексов от нижнего карбона(?) до кайнозоя в пределах СЧМП и Дремхедского грабена происходило в морских и прибрежно-морских условиях, благоприятных для образования НГМТ.

С целью выделения перспективных объектов и оценки перспектив нефтегазоносности СВЛУ выполнено численное моделирование углеводородных систем. В условиях значительной неопределенности исходной геологической информации, использованной для моделирования, а также отсутствия калибровочных данных был применен вариативный подход. С учетом регионального характера исследований решалась задача оценки зрелости потенциальных НГМТ в разрезе (в том числе к моменту формирования ловушек), контролируемой тепловой историей бассейна. Рассмотрены сценарии с постоянными значениями базального теплового потока от 40 до 60 мВт/м 2 .

Реконструкция тепловой эволюции Северо-Чукотского бассейна показала, что для всех сценариев теплового режима степень катагенетической преобразованности органического вещества (ОВ) НГМТ нижнекаменноугольно-среднепермского (?), верхнепермско-нижнеюрского и верхнеюрско-нижнемелового комплексов в наиболее погруженной части бассейна соответствует зоне апокатагенеза на современном этапе развития углеводородных систем. В прибортовых частях бассейна нижнемеловая НГМТ только в случае пониженных значений (40 мВт/м 2 ) теплового потока может в настоящее время находиться в главной зоне газообразования (ГЗГ) (рис. 5).

Рис. 5. Схема катагенетической зрелости ОВ по профилю ES10Z22_m при базальном тепловом потоке 40 мВт/ м 2

Потенциальные НГМТ отложений аптского, аптальбского и верхнемелового комплексов находятся в ГЗГ. Катагенетическая зрелость ОВ НГМТ нижней части кайнозойского комплекса соответствует главной зоне нефтеобразования (ГЗН).

В наиболее погруженной части Дремхедского грабена вероятные НГМТ нижнекаменноугольно-среднепермского(?) и верхнепермско-нижнеюрского комплексов также в настоящее время являются перезрелыми или находятся на поздней стадии главной фазы газообразования.

Верхнеюрско-нижнемеловой, аптский и апт-альбский комплексы находятся на стадии преимущественной генерации газа, а верхнемеловой комплекс – на стадии преимущественной генерации нефти. ОВ кайнозойского комплекса является «незрелым» [12].

Предварительные результаты моделирования также указывают на высокую вероятность миграции углеводородов (при наличии резервуаров) в бортовые зоны СЧМП и Дремхедского грабена.

Таким образом, источником углеводородов для перспективных объектов Западно-Мамонтовской ступени могут являться потенциальные меловые и кайнозойские НГМТ.

Как известно, на всей площади Восточно-Арктического региона интенсивно проявился кайнозойский аплифт, амплитуда которого, по разным данным, составила от 0,5 до 3,0 км [9, 13]. Это геологическое событие могло оказать влияние на развитие углеводородных систем – формирование ловушек и сохранность залежей. Так, в скважинах, пробуренных в американском секторе Чукотского моря, получены непромышленные притоки углеводородов. Возможно, отсутствие крупных скоплений углеводородов в северной части Аляскинского шельфа обусловлено неблагоприятным фактором соотношения времени генерации, миграции, аккумуляции углеводородов и формирования ловушек.

В пределах российской части Восточно-Арктического региона аплифт хотя и проявился, о чем свидетельствует отсутствие меловых и кайнозойских отложений на о. Врангеля, но его амплитуда в СЧМП была значительно меньше [9]. Результаты комплексной интерпретации геологических данных, выполненной в рамках настоящего исследования, свидетельствуют о том, что кайнозойский аплифт в пределах Северо-Чукотского бассейна не оказал отрицательного влияния на сохранность залежей. Это повышает вероятность обнаружения значительного углеводородного потенциала на рассматриваемых площадях в пределах СВЛУ и снижает геологические риски.

Проведенные комплексные геолого-геофизические исследования в пределах Северо-Врангелевского лицензионного участка позволили определить как общий структурный план региона, так и морфологиюосновных структур и перспективных объектов.

Численное бассейновое моделирование дало возможность определить зоны наиболее вероятной аккумуляции углеводородов. К ним относятся Западно-Мамонтовская ступень и бортовые зоны Дремхедского грабена, где могут быть обнаружены скопления как жидких, так и газообразных углеводородов.

Наличие крупных структур и благоприятные структурно-фациальные обстановки осадконакопления указывают на значительный углеводородный потенциал СВЛУ. Основными объектами поиска являются ловушки структурно-тектонического и литолого-стратиграфического типов в верхнемеловом и кайнозойском комплексах.

Вместе с тем существуют определенные риски, связанные со степенью зрелости нефтегазоматеринских отложений и наличием покрышек, способные существенно повлиять на оценку начальных суммарных ресурсов углеводородов. В связи с этим необходимо дальнейшее изучение района СВЛУ с применением современных комплексных геофизических методов (гравимагниторазведки и сейсморазведки), сейсмостратиграфического анализа, седиментационного и бассейнового моделирования, позволяющих полномасштабно оценить потенциальные геологические риски и повысить достоверность нефтегазогеологического прогноза.

Список литературы

1. Петровская Н.А., Савишкина сейсмокомплексов и основных несогласий в осадочном чехле шельфа восточной арктики//Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2014. — Т. 9. — № 3. —http://www.ngtp.ru/rub/4/39_2014.pdf.
2. Хаин В.Е., Филатова Н.И., Полякова , геодинамика и перспективы нефтегазоносности морей и их континентального обрамления. — М.:Наука, 2009. — С. 193–203.
3. Drachev S.S., Malyshev N.A., Nikishin history and petroleum geology of the Russian Arctic Shelves: an overview// Arctic Petroleum Geology. Petroleum Geology Сonference series. — 2010. — — P. 591–619.
4. Богданов Н.А., Хаин карта Баренцева моря и севера Европейской части России. Масштаб 1:2 500 000. Объяснительная записка. — М.: Институт литосферы РАН, 1996.
5. районирования потенциальных полей Северного Ледовитого океана при составлении новой циркумполярной тектонической карты Арктики / , , , // характеристики литосферы Арктического региона. Труды ВНИИОкеаногелогия. — 2012. — Вып. 8. — С. 20–29.
6. К обоснованию стратиграфической привязки опорных сейсмических горизонтов на шельфе и в области поднятий// -Сущова, , [и др.]//Региональная геология и металлогения. — 2014. — № 58. — С. 5–21.
7. Перспективы поисков нефти и газа на шельфе моря /, , , // Труды VII Международной конференции и выставки. . 2016.
8. Проблемы тектоники и углеводородный потенциал российского сектора Чукотского моря/, , [и др.]. //Нефтяное хозяйство. — 2012. — № 12. — С. 8–13.
9. Остров Врангеля: геологическое строение, минерагения, геоэкология / под ред. и . — СПб.: ВНИИОкеангеология, 2003. — 137 с.
10. Артюшков сверхглубокого прогиба вследствие эклогитизации нижней части континентальной коры. Перспективы нефтегазоносности // Геология и геофизика. — 2010. — Т. 51. — № 1. — С. 61–74.
11. Савин В.А., Пискарев земной коры восточной части моря // характеристики литосферы Арктического региона. Труды ВНИИОкеангеология. — 2012. — Вып. 8. — С. 41–44.
12. Шапабаева Д.Ш., Заварзина Г.А., Захарова строение и оценка перспектив нефтегазоносности моря на основе моделирования углеводородных систем // ТрудыVI Международной конференции «Геокрым» — проблемы нефтегазовой геологии и геофизики. Алушта. 2016.
13. PetroleumSystem Modeling of Northern Alaska /O. Schenk, , , in , , and M. Kacewicz, eds.//Basin Modeling: New Horizons in Research and Applications: AAPG Hedberg Series, 2012. — N. 4. — P. 317- 338.

Reference

1. Petrovskaya N.A., Savishkina M.A., Sedimentary cover of the Eastern Arctic shelf — comparison of seismic complexes and main unconformity (In Russ.), Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2014, no. 3, URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/39_2014.pdf.
2. Khain Filatova N.I., Polyakova I.D., Tektonika, geodinamika i perspektivy neftegazonosnosti morey i ikh kontinental’nogo obramleniya (Tectonics, geodynamics and prospects of oil and gas potential of the Eastern Arctic seas and their continental framing), Moscow: Nauka Publ., 2009, pp. 193–203.
3. Drachev S.S., Malyshev N.A., Nikishin A.M., Tectonic history and petroleum geology of the Russian Arctic Shelves: an overview, Arctic Petroleum Geology. Geological Society, London, 2011.
4. Bogdanov N.A., Khain Tektonicheskaya karta Barentseva morya i severa Evropeyskoy chasti Rossii. Masshtab 1:2 500 000. Ob»yasnitel’naya zapiska (Tectonic map of the Barents Sea and the north of the European part of Russia. Scale 1: 2 500 000. Explanatory note), Moscow: Publ. of Institute of the Lithosphere of the Russian Academy of Sciences, 1996.
5. Glebovskiy Chernykh A.A., Kaminskiy Poselov ’taty rayonirovaniya potentsial’nykh poley Severnogo Ledovitogo okeana pri sostavlenii novoy tsirkumpolyarnoy tektonicheskoy karty Arktiki (Results of zoning of potential fields of the Arctic Ocean in the compilation of a new circumpolar tectonic map of the Arctic), Collected papers « kharakteristiki litosfery Arkticheskogo regiona» (Geological and geophysical characteristics of the lithosphere of the Arctic region), St. Petersburg: Publ. of VNIIOkeangeologiya, 2012, pp. 20–29.
6. L.A., Sobolev N.N., Petrov E.O., Grin’ko L.R. et al., To substantiation of stratigraphy binding of the key seismic horizons on the Shelf and in the area of Central Arctic uplifts (In Russ.), Regional’naya geologiya i metallogeniya = Regional geology and metallogeny, 2014, pp. 5–21.
7. Zavarzina G.A., Murzin R.R., Shapabaeva D.Sh., Zakharova O.A., Perspektivy poiskov nefti i gaza na shel’fe morya (Prospects for oil and gas exploration in the East Siberian Sea shelf), Proceedings of VII International Scientific and Practical Conference and Exhibition, St. Petersburg, 2016.
8. Verzhbitskiy Malysheva S. Sokolov S.D. et al., Problems of tectonics and petroleum potential of Russian sector of the Chukchi Sea (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2012, no. 12, рр. 8–13.
9. Ostrov Vrangelya: geologicheskoe stroenie, minerageniya, geoekologiya (Wrangel Island: geological structure, mineralogy, geoecology): edited by Kos’ko M.K., Ushakov St. Petersburg: Publ. of VNIIokeangeologiya, 2003, 137 р.
10. Artyushkov E. The superdeep North Chukchi Basin: formation by eclogitization of continental lower crust, with petroleum potential implications (In Russ.), Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophysics, 2010, no. 1, pp. 61–74.
11. Savin Piskarev A.L., Stroenie zemnoy kory vostochnoy chasti morya (The structure of the earth’s crust of the eastern part of the East Siberian Sea), Collected papers « kharakteristiki litosfery Arkticheskogo regiona» (Geological and geophysical characteristics of the lithosphere of the Arctic region), St. Petersburg: Publ. of VNIIOkeangeologiya, 2012, pp. 41–44.
12. Shapabaeva D.Sh., Zavarzina G.A., Zakharova O.A., Geologicheskoe stroenie i otsenka perspektiv neftegazonosnosti morya na osnove modelirovaniya uglevodorodnykh sistem (Geological structure and assessment of oil and gas prospects of the East Siberian Sea on the basis of modeling hydrocarbon systems), Proceedings of VI International Scientific and Practical Conference «Geokrym» — problemy neftegazovoy geologii i geofiziki» (GeoCrimea — problems of oil and gas geology and geophysics), Alushta, 2016.
13. Schenk O., Peters K.E., Magoon L.B., Bird K.J., Petroleum System Modeling of Northern Alaska: edited by Peters K.E., Curry D.J., Kacewicz M., In: Basin Modeling: New Horizons in Research and Applications, AAPG Hedberg Series, 2012, no. 4, pp. 317- 338.

Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

The reference to this article in English is:

Источник