Нефтегазогеологическое районирование краевых прогибов северного и северо-восточного обрамлений Сибирской платформы

Нефтегазогеологическое районирование имеет большое научное и практическое значение. От того, на каких принципах и критериях оно базируется, во многом зависят прогнозирование нефтегазоносности, выбор направлений, методики поисково-разведочных работ, перспективы освоения нефтяных и газовых ресурсов на отдельных территориях.

По мнению большинства специалистов, основой для нефтегазогеологического районирования осадочных бассейнов является принятое для данного региона структурно-тектоническое районирование. Общепризнано, что именно тектонический фактор, будучи постоянно действующим при генерации, миграции и аккумуляции УВ, в конечном итоге определяет многофакторный процесс формирования залежей нефти и газа [1–4].

Северное и северо-восточное обрамления Сибирской платформы, представленные системой палеозой-мезозойских прогибов, относятся к сла-боизученным, но высокоперспективным на нефть и газ территориям. В XXI в. данная система краевых прогибов входит в число приоритетных объектов исследований как за счет средств федерального бюджета, так и нефтегазовых компаний.

Однако изученность краевых прогибов северного, северо-восточного обрамлений Сибирской платформы сейсморазведкой МОГТ, глубоким бурением и другими геолого-геофизическими методами остается слабой.

Из-за крайне недостаточной геолого-геофизической изученности, сложного геологического строения, разнообразия взглядов исследователей на историю формирования перикратонных прогибов и перспективы нефтегазоносности палеозой-мезо-зойских комплексов осадочного чехла, отсутствия единых принципов нефтегазогеологического районирования, дискуссионности вопросов методики и терминологии районирования нефтегазоносных земель, опубликованные и фондовые работы по особенностям геологического строения, структурно-тектоническому и нефтегазогеологическому районированию, перспективам нефтегазоносности палеозой-мезозойского нефтегазоносного бассейна на обрамлении Сибирской платформы на северо-востоке Красноярского края и северо-западе Республики Саха (Якутия) весьма разноречивы. Для рассматриваемого региона имеются значительные расхождения в оценке современного геотектонического строения и особенностей формирования крупных геоструктурных элементов, литолого-стратиграфических характеристик разреза и перспектив нефтегазоносности.

В XX-XXI вв., по мере повышения степени изученности территории северного и северо-восточного обрамлений Сибирской платформы геологогеофизическими методами, появлялись различные варианты структурно-тектонического и нефтегазогеологического районирования. На схемах нефтегазогеологического районирования в разные годы менялись как названия нефтегазоносных провинций (НГП), нефтегазоносных областей (НГО), так и их границы.

Общепринятая схема нефтегазогеологического районирования отсутствует до сих пор. Не определены четкие границы всего палеозой-мезозойского нефтегазоносного бассейна по северному и северо-восточному обрамлениям Сибирской платформы. Имеются различия в названиях выделяемых НГП и НГО.

По мере получения значительного объема новых геолого-геофизических данных (прежде всего, сейсморазведки МОГТ и глубокого бурения) в последние годы появляются новые варианты нефтегазогеологического районирования палеозой-ме-зозойских прогибов на северном обрамлении Сибирской платформы.

В настоящей статье приведен краткий анализ выполненных работ по структурно-тектоническому и нефтегазогеологическому районированию на севере Красноярского края и Республики Саха (Якутия) начиная с 1930-х гг. по настоящее время. На основе результатов комплексной интерпретации новых сейсмических данных МОГТ-2П с имеющимися материалами глубокого бурения и другими геолого-геофизическими данными прошлых лет обоснован авторский вариант нефтегазогеологического районирования северного и северо-восточного обрамлений Сибирской платформы. Он объединяет в Хатангско-Вилюйскую НГП все крупнейшие структурно-тектонические элементы: Ха-тангский желоб и Анабаро-Хатангскую седловину (Анабаро-Хатангская НГО), Лено-Анабарский прогиб (Лено-Анабарская НГО), Предверхоянский прогиб (Предверхоянская НГО) и Вилюйскую синеклизу (Вилюйская НГО). Палеозой-мезозойские комплексы Хатангско-Вилюйской НГП, слагающие эти тектонические элементы, находят отображение на Геологической карте севера Сибирской платформы (рис. 1).

Варианты структурно-тектонического и нефтегазогеологического районирования

На I этапе систематических нефтегазопоисковых работ (с начала 1930-х по конец 1950-х гг.) на северном обрамлении Сибирской платформы выделялись: Усть-Енисейская (на северо-западе) и Ха-

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Рис. 1. Местоположение крупнейших тектонических элементов Хатангско-Вилюйской НГП на Геологической карте Сибирской платформы (по данным НПЦ «Геостра», 2025)

Fig. 1. Major tectonic elements of Khatanga-Vilyuisky Petroleum Province shown on the Geological map of the Siberian Platform (according to NPC Geostra, 2025)

тангская (на востоке) мезозойские впадины [5, 6]. В составе крупнейшей Хатангской впадины, охватывающей почти целиком северное обрамление Сибирской платформы, от Янгодо-Горбитского выступа на западе до Верхоянской складчатой системы на востоке, выделялись три крупные осложняющие ее структуры: Хетская синеклиза, Анабаро-Хатангская зона поднятий и Анабаро-Оленекский (Лено-Ана-барский) прогиб [7, 8].

На северо-восточном обрамлении были установлены Предверхоянский (Ленский) прогиб и Вилюйская синеклиза (Лено-Вилюйский прогиб) [9, 10].

Для выбора основных направлений региональных и поисково-оценочных работ на нефть и газ важное значение приобретало нефтегазогеологическое районирование северных территорий Сибири. В первой половине XX в. проблема нефтегазогеологического районирования северного обрамления Сибирской платформы рассматривалась в работах М.К. Калинко, В.Н. Сакса, А.А. Трофимука, Г.С. Фрадкина и др. [6-11]. По северному обрамлению Сибирской платформы выделялась Енисейско-Анабарская (Притаймырская в варианте ВНИГРИ) НГП, на северо-востоке — Лено-Вилюйская НГП, в пределах которых с разными названиями и границами выделялись отдельные НГП и районы.

Западная граница Енисейско-Анабарской и Западно-Сибирской НГП определялась весьма условно, без учета тектонического фактора, обычно по административной границе Ямало-Ненецкого и Таймырского автономных округов.

Следует отметить, что еще в 1950-1960 гг. некоторые исследователи (К.А. Шпильман, И.И. Нестеров старший, Ф.К. Салманов и др.) выделяли на севере Красноярского края Усть-Енисейскую НГО в составе Западно-Сибирской НГП. По их мнению, Усть-Енисейская НГО на северо-востоке Западно-Сибирской провинции включала Усть-Енисей-скую впадину и осложняющие ее мегавалы, валы и куполовидные поднятия [12]. Но в то время данное научное предвидение не получило поддержки. С середины 1960-х гг. большинство исследователей выделяли эту территорию как Енисей-Хатангскую НГО Енисейско-Анабарской НГП [13].

С начала 1960-х по конец 1970-х гг. на п-ове Таймыр были относительно изучены надпорядковые мезозойские отрицательные структуры (Хатангская и Усть-Енисейская впадины), объединенные по предложению Н.И. Байбородских (1967) в единый Енисей-Хатангский региональный прогиб. В 1960– 1970 гг. к этому прогибу относили все структуры различных порядков с субширотным и северо-восточным простираниями, от Тазовской и Гыданской

TOPICAL ISSUES OF OIL AND GAS GEOLOGY

Рис. 2. Нефтегазогеологическое районирование северного обрамления Сибирской платформы с выделением Енисейско-Анабарской НГП (по состоянию на начало 1970-х гг.) [2]

Fig. 2. Geopetroleum zoning of the northern neighbourhood of Siberian Platform: Yenisei-Anabarsky Petroleum Province (as on the early 1970-s) [2]

1 — тектонические элементы (I — Танамско-Малохетский мегавал, II — Балахнинский мегавал, III — Янгодо-Грбитский выступ, IV — Дудыптинско-Боганидский прогиб, V — Жданихинский прогиб, VI — Анабаро-Хатангская седловина, VII — Верхоянский антиклинорий, VIII — Курейская синеклиза); 2 — местрождения (1 — Дерябинское, 2 — Пеляткинское, 3 — Мессоях-ское, 4 — Северо-Соленинское, 5 — Южно-Соленинское, 6 — Балахнинское)

1 — Tectonic element (I — Tanamsky-Malokhetsky mega-swell, II — Balakhninsky mega-swell, III — Yangodo-Grbitsky salient, IV — Dudyptinsky-Boganidsky trough, V — Zhdanikhinsky trough, VI — Anabar-Khatangsky saddle, VII — Verkhoyansky anticlinorium, VIII — Kureisky syneclise); 2 — fields (1 — Deryabinsky, 2 — Pelyatkinsky, 3 — Messoyakha, 4 — North Soleninsky, 5 — South Soleninsky, 6 — Balakhninsky)

губ на западе до восточной границы на западном побережье моря Лаптевых; юго-восточную границу условно проводили по низовьям р. Анабар, где по тем представлениям Енисей-Хатангский прогиб через Анабаро-Хатангскую седловину сочленялся с Лено-Анабарским прогибом.

По предложению Д.Б. Тальвирского (1972) Усть-Енисейскую впадину в западной части Ени-сей-Хатангского регионального прогиба стали называть «Центрально-Таймырским мегапрогибом». По северному обрамлению Сибирской платформы в Енисей-Хатангском региональном прогибе вместо Хатангской впадины была выделена юго-восточная система мезозойских прогибов: Дудыптинского прогиба и Боганидо-Жданихинского мегапрогиба. Боганидо-Жданихинский мегапрогиб охватывал большую часть современной Анабаро-Хатангской седловины и через Анабаро-Хатангскую седловину в районе р. Анабар сочленялся с Лено-Анабарским мегапрогибом [14].

В 1960–1970 гг. также стало известно о присутствии в Енисей-Хатангском региональном прогибе высокоамплитудных Рассохинского и Балахнин-ского мезозойских валов, разделяющих Центрально-Таймырский мегапрогиб и юго-восточную систему Дудыптинского, Боганидо-Жданихинского прогибов в виде диагональной перемычки. На северо-восточной границе этого прогиба в районе п-ова Таймыр был выделен Киряко-Тасский полувал.

По нефтегазогеологическому районированию в 1960-е гг. и до середины 1970-х гг. на северном обрамлении Сибирской платформы выделялась Енисейско-Анабарская НГП, включавшая весь Ени-сей-Хатангской региональный прогиб (Енисей-Ха-тангская НГО), Анабаро-Хатангскую седловину (Анабаро-Хатангская НГО) и Лено-Анабарский прогиб (Лено-Анабарская НГО) (рис. 2).

Северо-восточное обрамление Сибирской платформы районировалось как Лено-Вилюйская НГП, включающая Предверхоянский прогиб (Пред-верхоянская НГО) и Вилюйскую синеклизу (Вилюй-ская НГО) [9, 13–15].

Следует отметить, что за последние 60 лет взгляды большинства исследователей на структурно-тектоническое и нефтегазогеологическое районирование северного обрамлений Сибирской платформы претерпели значительные изменения, однако некоторые специалисты до сих пор продолжают придерживаться этого нефтегазогеологического районирования [2].

В 1975 г. специалистами СНИИГГиМС (А.Э. Кон-торович, Н.В. Мельников, В.С. Старосельцев) была разработана первая схема нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы, которая с некоторыми изменениями используется по настоящее время. Сибирская платформа по структурно-тектоническому строению, истории развития, возрасту и составу нефтегазоносных комплексов осадочного чехла разделена этими авторами на Ха-тангско-Вилюйскую НГП представленную системой палеозой-мезозойских прогибов, окаймляющих платформу с севера и северо-востока, и Лено-Тун- гусскую НГП, включающую всю остальную часть платформы с нефтегазоносными комплексами ри-фея, венда и раннего палеозоя (рис. 3) [16].

В варианте, предложенном специалистами СНИИГГиМС, Хатангско-Вилюйская НГП объединяла ранее выделявшиеся Енисейско-Анабарскую и Лено-Вилюйскую НГП. В состав Хатангско-Вилюй-ской НГП были включены весь Енисей-Хатангский региональный прогиб (Енисей-Хатангская НГО) и Анабаро-Хатангская седловина (Анабаро-Ха-тангская НГО) на севере Красноярского края (Таймыр), Лено-Анабарский прогиб (Лено-Анабарская НГО) на северо-западе Якутии, Предверхоянский краевой прогиб (Предверхоянская НГО) и Вилюй-ская синеклиза (Вилюйская НГО) на северо-восточном обрамлении Сибирской платформы в Якутии. Со второй половины 1970-х гг. и по начало XXI в. нефтегазогеологического районирования с выделением единой Хатангско-Вилюйской НГП стало придерживаться большинство исследователей, хотя некоторые специалисты продолжали по-прежнему выделять Енисейско-Анабарскую и Лено-Вилюй-скую НГП.

В 1980-1990 гг. на территории Хатангско-Ви-люйской НГП был проделан значительный объем работ по параметрическому и поисковому бурению с изучением в различных структурно-тектонических зонах мезозойских, палеозойских и подстилающих неопротерозойских комплексов, уточнением границ структурно-тектонического и нефтегазогеологического районирования.

После обобщения сейсморазведки МОВ и других геолого-геофизических данных 1970-х гг., в 1980–1990-х гг. границу между Енисей-Хатангским региональным прогибом и Анабаро-Хатангской седловиной стали проводить не по береговой линии моря Лаптевых, а западнее, весьма условно по флексурному перегибу в юрско-меловых отложениях. Северная граница Анабаро-Хатангской седловины отбивалась по южному подножию Ба-лахнинского и Киряко-Тасского валов. Восточная граница между Анабаро-Хатангской седловиной и Лено-Анабарским мегапрогибом осталась в районе относительно приподнятой зоны в нижнем течении р. Анабар. Предверхоянский прогиб отделялся от Лено-Анабарского по структурному носу (седловине) на восточном склоне Оленекского свода. Граница между Предверхоянским прогибом и Вилюй-ской синеклизой в южной части Лено-Вилюйской НГП проводилась достаточно условно по небольшой флексуре палеозой-мезозойских отложений. Граница всех краевых прогибов с Анабарской ан-теклизой соответствовала границам распространения юрско-меловых отложений.

Наиболее неоднозначно, без учета тектонического фактора, на протяжении всего XX в. определялась граница между Западно-Сибирской и Енисейско-Анабарской (впоследствии Ха-тангско-Вилюйской) НГП. Одни исследователи проводили эту границу в районе Тазовской и Гы- данской губ на Гыданском полуострове с отнесением на севере Сибири к Енисейско-Анабарской (Хатангско-Вилюйской) НГП всех структур различных порядков с субширотным и северо-восточным простираниями вплоть до восточной границы Лено-Анабарского прогиба с Верхоянской складчатой системой. Другие специалисты весьма условно проводили границу с Западно-Сибирской НГП по р. Енисей или по административной границе Ямало-Ненецкого и Таймырского автономных округов.

В 1980-1990-е гг. к числу важнейших результатов сейсморазведки МОГТ и глубокого бурения следует отнести изучение неокомских клиноформ, закартированных как на Гыданском полуострове, так и в западной части п-ова Таймыр. Было установлено [17], что неокомская клиноформная толща, основной нефтегазоносный комплекс Западной Сибири, распространяется от Ямала и Гыданско-го полуострова в северо-восточном направлении на всю территорию обширного Усть-Енисейского желоба, выделенного В.А. Балдиным вместо Центрально-Таймырского и Логатского прогибов. Также существенно уточнены структурные планы по различным уровням юрско-меловых отложений, детализировано строение крупных структурно-тектонических элементов на Гыданском полуострове и в западной части п-ова Таймыр [17, 18]. Территория Западно-Сибирской НГП была значительно расширена за счет западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба на п-ове Таймыр. В восточной части этого прогиба Дудыптинский и Богани-до-Жданихинский мегапрогибы были объединены в единый Хатангский желоб, отнесенный по истории геологического развития и современному строению к Хатангско-Вилюйскому палеозой-мезозой-скому бассейну (Балдин В.А., 2001).

Но полученные к концу XX в. новые результаты исследований на основе ограниченных данных сейсморазведки МОГТ-2Э в комплексе с глубоким бурением и другими геолого-геофизическими данными не нашли заслуженного внимания со стороны большинства геологов. В конце XX -начале XXI в. преобладала точка зрения, что весь Енисей-Хатангский региональный прогиб вместе с Лено-Анабарским мегапрогибом и Предверхоян-ским краевым прогибом, Вилюйской синеклизой образуют по северному и северо-восточному обрамлениям Сибирской платформы единую систему перикратонных прогибов мезозойского выполнения [15, 16].

Современный этап исследований (с начала 2000-х гг. и по настоящее время) связан с начавшимся в регионе развертыванием региональных геофизических исследований за счет федерального бюджета и возобновлением внимания к Хатангско-Вилюйской НГП со стороны нефтегазовых компаний.

В XXI в. результаты сейсморазведки МОГТ в комплексе с глубоким бурением, электроразведкой МТЗ, а также потенциальными методами, выполненными с учетом большого объема новых гео-

TOPICAL ISSUES OF OIL AND GAS GEOLOGY

Рис. 3. Схема нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы с выделением по северному и северо-восточному обрамлений Сибирской платформы Хатангско-Вилюйской НГП (по данным Конторовича А.Э., Мельникова Н.В., Старосельцева В.С., 1975) [16]

Fig. 3. Scheme of the Siberian Platform geopetroleum zoning with Khatanga-Vilyuisky Petroleum Province shown in its northern and north-eastern neighbourhood (according to A.E. Kontorovich, N.V. Mel’nikov, V.S. Starosel’tsev, 1975) [16]

1 – 5 — земли различных перспектив нефтегазоносности; 6 — бесперспективные территории; границы ( 7 – 11 ): 7 - нефтегазоносных провинций, 8 — НГО и самостоятельных НГР, 9 — крупнейших структурных элементов осадочного чехла (a), крупнейших структурных элементов по подошве палеозоя, перекрытых мезозойскими образованиями (b), 10 — основных крупных (I порядка) положительных структур, 11 — зон с различной плотностью запасов УВ; 12 - месторождения (а — нефтегазовые, b — газовые и газоконденсатные): 1 — Соленинское, 2 — Пе-ляткинское, 3 — Мессояхское, 4 — Казанцевское, 5 — Зимнее, 6 — Нижнехетское, 7 — Сузунское, 8 — Озерное, 9 — Джангодское, 10 — Куюмбинское, 11 — Ярактинское, 12 — Марковское, 13 — Среднеботуобинское, 14 — Средневилюйское, 15 — Мастахское, 16 — Соболохское, 17 — Неджелинское, 18 — Бадаранское, 19 — Усть-Ви-люйское, 20 — Собо-Хаинское; 13 — промышленные притоки в единичных скважинах (a — нефти, b — газа); 14 — НГО (а) и самостоятельные НГР (b). Хатангско-Вилюйская НГП . НГО : 1 — Енисей-Хатангская, 2 — Лено-Ана-барская, 3 — Лено-Вилюйская. Лено-Тунгусская НГП . НГО : 4 — Северо-Тунгусская, 5 — Южно-Тунгусская, 6 — Катангская, 7 — Присаяно-Енисейская, 8 — Непско-Ботуобинская, 9 — Северо-Алданская, 10 — Ангаро-Ленская, 11 — Анабарская. Самостоятельные НГР : 12 — Западно-Вилюйская, 13 — Турухано-Норильский; 15 — основные крупные положительные структуры: 1 — Танамский свод, мегавалы: 2 — Рассохинский, 3 — Балахнинский, 4 — Хапчагай-ский, своды: 5 — Ледянский, 6 — Аянский, 7 — Сурингдаконский, 8 — Юктелийский, 9 — Кочечумский, 10 — Турунский, 11 — Анабарский, 12 — Оленекский, 13 — Мунский, 14 — Бахтинский, 15 — Камовский, 16 — Чуньский, 17 — Илимпей-ский, 18 — Ванаварский, 19 — Богучано-Манзинский выступ, 20 — Непский свод, 21 — Сунтарский свод, 22 — Якутский свод

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Усл. обозначения к рис. 3, окончание

Legend for Fig. 3, end.

1–5 — territories having different petroleum potential; 6 — not promising lands; boundaries (7–11): 7 – petroleum provinces, 8 — petroleum areas and independent petroleum regions, 9 — major structural elements of sedimentary cover (a), major structural elements in Palaeozoic Bottom overlapped by Mesozoic formations (b), 10 — major positive (I-st order) structures, 11 — zones with different HC reserve density; 12 – fields (a — oil and gas, b — gas and gas condensate): 1 — Soleninsky, 2 — Pelyatkinsky, 3 — Messoyakhsky, 4 — Kazantsevsky, 5 — Zimnee, 6 — Nizhnekhetsky, 7 — Suzunsky, 8 — Ozernoe, 9 — Dzhangodsky, 10 — Kuyumbinsky, 11 — Yaraktinsky, 12 — Markovsky, 13 — Srednebotuobinsky, 14 — Srednevilyuisky, 15 — Mastakhsky, 16 — Sobolokhsky, 17 — Nedzhelinsky, 18 — Badaransky, 19 — Ust-Vilyuisky, 20 — Sobo-Khainsky; 13 — commercial inflows in occasional wells (a — oil, b — gas); 14 — petroleum area (а) and independent petroleum district (b). Khatanga-Vilyuisky Petroleum Province. Petroleum area: 1 — Yenisei-Khatanga, 2 — Lena-Anabarsky, 3 — Lena-Vilyuisky. Lena-Tungussky Petroleum Province. Petroleum area: 4 — North Tungussky, 5 — South Tungussky, 6 — Katangsky, 7 — Prisayano-Yeniseisky, 8 — Nepsky-Botuobinsky, 9 — North Aldansky, 10 — Angara-Lensky, 11 — Anabarsky. Independent petroleum districts: 12 — West Vilyuisky, 13 — Turukhano-Norilsky; 15 — major positive structures: 1 — Tanamsky arch, mega-swells: 2 — Rassokhinsky, 3 — Balakhninsky, 4 — Khapchagaisky, arches: 5 — Ledyansky, 6 — Ayansky, 7 — Suringdakonsky, 8 — Yukteliisky, 9 — Kochechumsky, 10 — Turunsky, 11 — Anabarsky, 12 — Oleneksky, 13 — Munsky, 14 — Bakhtinsky, 15 — Kamovsky, 16 — Chun’sky, 17 — Ilimpeisky, 18 — Vanavarsky, 19 — Boguchano-Manzinsky salient, 20 — Nepsky arch, 21 — Suntarsky arch, 22 — Yakutsky arch лого-геофизических данных, позволили уточнить представления о геодинамической эволюции всего Центрально-Арктического региона, геологической истории Енисей-Хатангского глубинного разлома шовного типа, строении и перспективах нефтегазоносности северо-востока Западно-Сибирской и северо-запада Хатангско-Вилюйской НГП. Научно-тематические исследования выполнялись в НПЦ «Геостра» (Балдин В.А. и др., 2008–2024), ВНИГНИ (Афанасенков А.П. и др., 2016–2018; Обухов А.Н. и др., 2016–2022; Найденов Л.Ф. и др., 2022–2023), ИНГГ СО РАН (Конторович В.А. и др., 2010–2020) и других организациях (СНИИГГиМС, ИПНГ РАН, МГУ и др.).

На основе новых данных сейсморазведки МОГТ-2П, в Енисей-Хатангском региональном прогибе, исходя из его огромных размеров и конфигурации, подтверждено выделение крупнейших надпорядковых мезозойских Усть-Енисейского (Центрально-Таймырского по В.А. Конторовичу) и Хатангского желобов. Также в XXI в. на севере Сибири впервые выделена крупнейшая положительная надпорядковая мегаструктура — Обско-Лаптевская гряда наклонных высокоамплитудных мегавалов, приуроченная к Енисей-Хатангскому глубинному разлому шовного типа [19–23].

Уже к 2010 г. на современных схемах тектонического и нефтегазогеологического районирования многие исследователи (В.А. Балдин, А.М. Брехунцов, А.Э. Конторович, А.В. Ступакова, А.В. Шпильман и др.) стали относить западную часть Енисей-Хатангского регионального прогиба к Западной Сибири под названиями «Усть-Енисейской» или «Енисей-Хатангской» НГО. Но из-за слабой геолого-геофизической изученности Центрального и Восточного Таймыра, а также различий во взглядах исследователей на историю их развития и современное строение, восточная граница Западно-Сибирской НГП в Енисей-Хатангском региональном прогибе выделяется неоднозначно, с большими расхождениями, достигающими сотен километров [4, 19, 24–28].

В 2010 г. на межведомственном совещании в Москве по уточнению оценки ресурсов нефти и газа Сибирской платформы и Западно-Сибирской плиты специалистами ВНИГНИ (А.П. Афанасенков и др.) и ИНГГ СО РАН (В.А. Конторович и др.) был предложен новый вариант нефтегазогеологического районирования, согласно которому Енисей-Хатангская НГО, включающая весь Енисей-Хатангский региональный прогиб, вошла в состав Западно-Сибирской НГП, Анабаро-Хатангская и Лено-Анабарская НГО (Анабаро-Хатангская седловина, Лено-Анабар-ский прогиб) включены в состав Лено-Тунгусской НГП, а на востоке выделена Лено-Вилюйская НГП (Предверхоянский прогиб и Вилюйская синеклиза) (рис. 4) [26–30].

В качестве обоснования служили возраст и оценки перспектив нефтегазоносности слагающих эти НГП комплексов. В Енисей-Хатангском региональном прогибе, как и в Западной Сибири, основные перспективы связывались с мощным (до 10-15 км) чехлом юрско-меловых отложений. В Ха-тангско-Ленском междуречье (Анабаро-Хатангская седловина, Лено-Анабарский прогиб) специалистами ИНГГ СО РАН, ВНИГНИ, СНИИГГиМС по результатам последних научно-тематических работ в регионе сделан вывод, что несомненный интерес в отношении нефтегазоносности этой территории представляют отложения перми, кембрия, венда и рифея, т. е. те же рифей-палеозойские комплексы (за исключением перми), как и в Лено-Тунгусской НГП [28-33]. Отложения мезозоя (триас, юра, нижний мел), достаточно широко развитые в Анабаро-Хатангской и Лено-Анабарской НГО, обладают определенным нефтегазовым потенциалом, несмотря на то, что масштабы их промышленной нефтегазоносности, по мнению исследователей, различны. Лено-Вилюйская НГП на северо-восточном обрамлении Сибирской платформы выделена преимущественно по позднепалеозой-мезозойскому этажу нефтегазоносности.

По мнению авторов статьи, такое обоснование для включения Анабаро-Хатангской и Лено-Ана-

TOPICAL ISSUES OF OIL AND GAS GEOLOGY

Рис. 4. Нефтегазогеологическое районирование Лено-Тунгусской НГП с включением в нее Анабаро-Хатангскую и Лено-Анабарскую НГО (по данным Конторович А.Э. и др., 2019) [30]

Fig. 4. Geopetroleum zoning of Lena-Tungussky Petroleum Province with Anabar-Khatangsky and Lena-Anabarsky petroleum areas included in it (according to A.E. Kontorovich et al., 2019) [30]

• 1    — область развития рифогенных образований в нижнем – среднем кембрии; т ерритории, высокоперспективные по начальному генерационно-аккумуляционному потенциалу с вероятной зараженностью резервуаров траппами в Северо-Тунгусской НГО по прогнозам СНИИГГиМС и ИНГГ СО РАН ( 2 – 4 ): 2 — в кембрии – нижнем ордовике, 3 — в среднем ордовике - нижнем силуре, 4 — в кембрии, ордовике и силуре; границы ( 5 - 7 ): 5 — административные, 6 — НГП, 7 — НГО; месторождения ( 8 - 10 ): 8 — газовые, 9 — нефтяные, 10 — газонефтяные и нефтегазоконденсатные.

НГО Лено-Тунгусской НГП: 1 — Анабаро-Хатангская, 2 — Лено-Анабарская, 3 — Турухано-Норильская, 4 — Северо-Тунгусская, 5 — Анабарская, 6 — Южно-Тунгусская, 7 — Центрально-Тунгусская, 8 — Западно-Вилюйская, 9 — Непско-Ботуобинская, 10 — Байкитская, 11 — Присаяно-Енисейская, 12 — Ангаро-Ленская, 13 — Предпатомская, 14 — Северо-Алданская

• 1    — area of carbonate reef formation occurrence in Lower – Middle Cambrian; highly promising lands according to initial generation and accumulation potential with probable trap presence in reservoirs in North Tungussky Petroleum Area according to SNIIGGiMS and INNG SB RAS ( 2 – 4 ): 2 — in Cambrian – Lower Ordovician, 3 — in Middle Ordovician – Lower Silurian, 4 — in Cambrian, Ordovician, and Silurian; boundaries ( 5 – 7 ): 5 — administrative, 6 — petroleum province, 7 — petroleum areas; fields ( 8 – 10 ): 8 — gas, 9 — oil, 10 — gas and oil and oil and gas condensate.

Petroleum areas of Lena-Tungussky Petroleum Province: 1 — Anabar-Khatangsky, 2 — Lena-Anabarsky, 3 — Turukhano-Norilsky, 4 — North Tungussky, 5 — Anabarsky, 6 — South Tungussky, 7 — Central Tungussky, 8 — West Vilyuisky, 9 — Nepsky-Botuobinsky, 10 — Baikitsky, 11 — Prisayano-Yeniseisky, 12 — Angara-Lensky, 13 — Predpatomsky, 14 — North Aldansky барской НГО в состав Лено-Тунгусской НГП является недостаточным, поскольку не подкреплено доказательствами нефтегазоносности неопро-терозой-нижнепалеозойских комплексов в Ха-тангско-Ленском междуречье.

Северные склоны Анабарского и Оленекско-го сводов, включаемые в Анабаро-Хатангскую и Лено-Анабарскую НГО, доступны для вскрытия глубоким бурением отложений рифея и нижнего палеозоя, которые являются промышленно нефтегазоносными на Сибирской платформе. Общая максимальная мощность рифей-венд-кембрийских отложений здесь достигает 3 км. Но вскрытые бурением неопротерозой-нижнепалеозойские комплексы в определенной степени метаморфизованы, в палеозойских отложениях установлено наличие интрузий траппов. Изучение фильтрационно-емкостных и плотностных свойств пород свидетельствует о их низкой проницаемости. В отдельных скважинах из отложений верхнего протерозоя и девона получены притоки пластовых вод с дебитами до 25-30 м3/сут, однако подтверждений нефтегазоносности отложений рифея и нижнего палеозоя нет.

В Хатангско-Ленском междуречье (Анабаро-Хатангская и Лено-Анабарская НГО) все выявленные к настоящему времени залежи нефти и газа, нефтегазопроявления приурочены к отложениям перми, триаса, юры и нижнего мела. При этом в Анабаро-Хатангской НГО из восьми площадей, на которых проводились испытания пермских отложений, на шести получены притоки нефти или газа и зафиксированы прямые признаки нефтегазоносности, на двух площадях — высокодебитные притоки воды с пленкой нефти; многочисленные нефтегазопроявления установлены на пяти площадях в широком интервале нижнемезозойских отложений. Наиболее значительные притоки УВ наблюдались в скважинах, приуроченных к разломам. В Лено-Анабарской НГО на двух площадях установлены газопроявления из отложений триаса. В неопротерозой-палеозойских отложениях на четырех площадях получена пластовая вода с растворенным газом. Но прямых признаков нефтегазоносности рифей-нижнепалеозойских отложений Анабаро-Хатангской и Лено-Анабарской НГО к настоящему времени нет (рис. 5).

В Анабарской НГО Лено-Тунгусской НГП, вблизи границ с Анабаро-Хатангской и Лено-Анабар-ской НГП, обнаружены крупнейшие месторождения битумов (Рассохинское, Оленекское, Центрально-Оленекское), связанные с отложениями перми и триаса [34]. Это может служить признаком того, что по северному обрамлению Сибирской платформы, вблизи Анабарской антеклизы, возможные месторождения нефти и газа в доступных для бурения неопротерозой-нижнепалеозойских комплексах были разрушены постседиментационными тектоническими процессами, прежде всего, широко развитой разрывной тектоникой и внедрением траппов в позднепалеозой-раннемезозойское время.

Многочисленные постседиментационные тектонические нарушения, крупные седиментационные и эрозионные несогласия, преимущественно моноклинальное залегание пород с их погружением в северном направлении от Анабарского и Оле-некского сводов, наличие интрузивных тел и соляных штоков указывают на сложное геологическое строение неопротерозой-нижнепалеозойских комплексов и их ограниченный нефтегазовый потенциал на северном и северо-восточном обрамлениях Сибирской платформы.

По мнению авторов статьи [21, 23] и ряда других исследователей ([35-38] и др.), зона Хатангско-Лен-ского междуречья (Анабаро-Хатангская седловина, Лено-Анабарский мегапрогиб) перспективна, прежде всего, в интервале верхнепалеозой-мезозой-ских отложений.

Предложенная в 2010 г. ВНИГНИ и ИНГГ СО РАН новая схема нефтегазогеологического районирования краевых прогибов северного и северо-восточного обрамлений Сибирской платформы считается официальной, но не признается многими исследователями.

Известны другие многочисленные варианты тектонического и нефтегазогеологического районирования северного и северо-восточного обрамлений Сибирской платформы. Особенно большие расхождения отмечаются в районировании северного обрамления Сибирской платформы, включающего Енисей-Хатангский региональный прогиб, Анабаро-Хатангскую седлдовину, Лено-Анабарский прогиб.

Даже во ВНИГНИ ведущие специалисты (К.А. Клещев, В.С. Шеин), рассматривающие данную территорию с позиций геодинамики литосферных плит, не согласились с включением Анабаро-Ха-тангской седловины и Лено-Анабарского мегапрогиба в состав Лено-Тунгусской НГП и продолжили выделять всю систему краевых прогибов по северному и северо-восточному обрамлениям Сибирской платформы как единую Хатангско-Вилюйскую НГП [25].

Специалисты ИПНГ РАН (А.Н. Дмитриевский и др.) также продолжают выделять на северном и северо-восточном обрамлениях Сибирской платформы единую Хатангско-Вилюйскую НГП [38].

Полученные в последние годы геолого-геофизические материалы по Хатангско-Ленскому междуречью и прилегающей акватории моря Лаптевых позволили существенно уточнить особенности строения Анабаро-Хатангской седловины, Ле-но-Анабарского прогиба и прилегающей акватории моря Лаптевых.

Все полученные в последние годы результаты совместной интерпретации ограниченных объемов сухопутных и морских сейсмических данных в комплексе с бурением в сухопутных зонах Анабаро-Ха-тангской и Лено-Анабарской НГО свидетельствуют о том, что западная и южная прибрежные зоны ак-

TOPICAL ISSUES OF OIL AND GAS GEOLOGY

Рис. 5. Распределение залежей и нефтегазопроявлений на площадях глубокого бурения в разрезе Анабаро-Хатангской и Лено-Анабарской НГО (по данным СНИИГГиМС, 2024) [28]

Fig. 5. Accumulation and oil and gas show distribution in the section of deep drilling sites of Anabar-Khatangsky and Lena-Anabarsky petroleum areas (according to SNIIGGiMS, 2024)

н i н

Залежи ( 1 , 2 ): 1 — нефтяные, поставленные на госбаланс, 2 — не стоящие на госбалансе; 3 — пластовая вода с растворенным газом; 4 — нефтепроявления; 5 — газопроявления

Accumulations (1, 2): 1 — oil, listed in the State Balance Sheet, 2 — not listed in the State Balance Sheet; 3 — formation water with solution gas; 4 — oil show; 5 — gas show ватории моря Лаптевых являются продолжением Сибирской платформы с фундаментом архей-про-терозойского возраста и мощным слабодеформи-рованным осадочным чехлом из рифей-палео-зой-мезозойских отложений [28, 31, 35–41].

Анабаро-Хатангская седловина в современных построениях выделяется только в мезозойских отложениях, а в подстилающих рифей-палеозойских комплексах по данным сейсморазведки M0IT-2D фиксируется глубокая Хатангская впадина (Анаба-ро-Хатангская погребенная палеозойская синеклиза), раскрывающаяся в Хатангский залив (юго-западную часть шельфа моря Лаптевых) [35, 36]. При этом доступная для бурения верхняя часть разреза в юго-западной части моря Лаптевых представле на главным образом верхнепалеозой-нижнемезо-зойскими отложениями, общая мощность которых по сейсмическим данным может достигать 6–8 км. Эти же данные указывают на то, что Анабаро-Ха-тангская и Лено-Анабарская НГО не могут входить в состав Лено-Тунгусской НГП с основными нефтегазоносными комплексами неопротерозоя – нижнего палеозоя, а относятся к системе краевых палеозой-мезозойских прогибов северного обрамления Сибирской платформы. Но северные границы Анабаро-Хатангской и Лено-Анабарской НГО следует проводить не вблизи побережья моря Лаптевых, а значительно севернее, с включением в их состав как минимум всей юго-западной части акватории моря Лаптевых.

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Рис. 6. Карта тектонического и нефтегазогеологического районирования северо-востока Сибирской платформы с выделением Лаптевско-Вилюйской НГП (по данным Старосельцева В.С., 2012) [37]

Fig. 6. Map of tectonic and geopetroleum zoning of north-eastern part of the Siberian Platform with Laptevsky-Vilyuisky Petroleum Province shown (according to V.S. Staroseltsev, 2012) [37]

108°             114°             120°             126°               132°               138°                 144°                     150°

Границы ( 1 – 3 ): 1 — надпорядковых структур, 2 — НГП, 3 — НГО; 4 — выходы фундамента на дневную поверхность или под юрские отложения; 5 — зона шарьяжно-надвигового строения

Boundaries ( 1 – 3 ): 1 — super-order structures, 2 — Petroleum Province, 3 — Petroleum Area; 4 — the Basement crop out to the day or below the Jurassic deposits; 5 — zone with overthrust-thrust architecture

В.С. Старосельцев (2012) и другие исследователи на основе новых данных МОГТ-2Б по результатам анализа особенностей строения геологического разреза и глубины залегания осадочных комплексов прогнозируют в Хатангско-Ленском междуречье (Анабаро-Хатангская седловина, Лено-Ана-барский мегапрогиб) и прилегающей акватории моря Лаптевых обогащенные ОВ горизонты в нижнем – среднем кембрии, нижнем — среднем девоне, перми, триасе, юре и мелу. Такой широкий диапазон нефтегазоперспективных отложений позволил В.С.Старосельцеву провести сопоставление Ха-тангско-Лаптевского региона с Вилюйской НГО. По аналогии с Вилюйской гемисинеклизой, в западной части моря Лаптевых он выделил Хатангско-Лап-тевскую гемисинеклизу и предложил объединить

Хатангско-Лаптевский регион и Лено-Вилюйскую НГП в единую Лаптевско-Вилюйскую НГП (рис. 6) [36, 37].

В относительно слабоизученном на сегодняшний день Енисей-Хатангском региональном прогибе на северном обрамлении Сибирской платформы на п-ове Таймыр с мощным (до 10-15 км) мезо-зой-кайнозойским чехлом, наличием крупнейших прогибов и высокоамплитудных мегавалов, неоднозначности по тектоническому и нефтегазогеологическому районированию наиболее существенны. Во втором десятилетии XXI в. почти все исследователи признали распространение Западно-Сибирского мезозойского мегабассейна на п-ов Таймыр, но границы Западно-Сибирской НГП определяются с большими расхождениями, достигающими

TOPICAL ISSUES OF OIL AND GAS GEOLOGY нескольких сотен километров [19]. Одни исследователи включают в Западно-Сибирскую НГП весь Енисей-Хатангский региональный прогиб (Усть-Енисейский и Хатангский желоба с диагональной перемычкой высокоамплитудных наклонных мегавалов Обско-Лаптевской гряды). Другие считают, что к мезозойскому Западно-Сибирскому мегабассейну относится только его западная часть (Усть-Е-нисейский желоб и Обско-Лаптевская гряда высокоамплитудных наклонных мегавалов), а Хатангский желоб включают в систему палеозой-мезозойских краевых прогибов на обрамлении Сибирской платформы (Хатангско-Вилюйская НГП).

Существующие варианты структурно-тектонического и нефтегазогеологического районирования северного обрамления Сибирской платформы заслуживают отдельного рассмотрения и уточнения.

Предложения по уточнению нефтегазогеологического районирования северного и северо-восточного обрамлений Сибирской платформы

Приведенные выше особенности геологического строения и нефтегазоносности северного и северо-восточного обрамлений Сибирской платформы, появление в последние годы новых геолого-геофизических данных о глубинном строении, многочисленные различия во взглядах исследователей на нефтегазогеологическое районирование показывают, что проблема структурно-тектонического и нефтегазогеологического районирования рассматриваемого региона к настоящему времени не решена и требует дальнейшего совершенствования и уточнения на уровне НГП и НГО.

Обобщение и анализ результатов выполненных исследований, касающихся особенностей геологического строения и нефтегазоносности осадочных комплексов северного и северо-восточного обрамлений Сибирской платформ, включая результаты новых геолого-геофизических данных, прежде всего, полученных в XXI в. высокоинформативных разрезов МОГТ-2Э, дают достаточно весомые основания считать, что наиболее правильным вариантом нефтегазогеологического районирования рассматриваемого региона является предложенная еще в середине 1970-х гг. А.Э. Конторовичем, Н.В. Мельниковым, В.С. Старосельцевым схема с выделением единой Хатангско-Вилюйской НГП [16]. Но границы Хатангско-Вилюйской НГП требуют уточнения на основе полученных новых геолого-геофизических данных. В первую очередь это касается недостаточно изученного до сих пор северного обрамления Сибирской платформы, включая положение границы между Западно-Сибирской и Хатангско-Вилюй-ской НГП, а также северной границы Хатангско-Ви-люйской НГП в акватории моря Лаптевых.

Вариант нефтегазогеологического районирования северного и северо-восточного обрамлений Сибирской платформы, предлагаемый авторами, представлен на рис. 7. Он объединяет в Хатангско-Вилюйскую НГП крупнейшие структур- но-тектонические элементы: Хатангский желоб и Анабаро-Хатангскую седловину (Анабаро-Ха-тангская НГО), Лено-Анабарский прогиб (Лено-Ана-барская НГО), Предверхоянский прогиб (Предвер-хоянская НГО) и Вилюйскую синеклизу (Вилюйская НГО).

В последние годы В.А. Балдиным, Н.З. Мунасы-повым и др. на основе сейсмогеологического анализа новых материалов МОГТ-2D в комплексе с бурением и другими геолого-геофизическими данными доказано, что северной границей Сибирской платформы в мезозое был Енисей-Хатангский шовный глубинный разлом с Обско-Лаптевской приразломной грядой высокоамплитудных мегавалов. В Ени-сей-Хатангском региональном прогибе по шовному Енисей-Хатангскому глубинному разлому по диагонали разделяются Западно-Сибирский мезозойский (Усть-Енисейский желоб, Обско-Лаптевская гряда) и Хатангско-Вилюйский палеозой-мезозойский (Хатангский желоб) бассейны. Хатангский желоб отличается по строению от Усть-Енисейского и входит в систему краевых прогибов северного, северо-восточного обрамлений Сибирской платформы — Хатангско-Вилюйский палеозой-мезозойский седиментационный бассейн [19–23].

В XXI в. в НПЦ «Геостра» были проведены региональные исследования Центрально-Таймырского сектора Арктики. Они включали территории распространения мезозойских, верхнепалеозой-мезо-зойских бассейнов Гыданского полуострова и п-ова Таймыр, неопротерозой-палеозойских бассейнов Горного Таймыра и севера Сибирской платформы, а также северных акваторий морей Карского и Лаптевых. По результатам этих работ для севера Западной и Восточной Сибири была составлена схема нефтегазогеологического районирования. Она включала п-ов Таймыр Западно-Сибирской и Хатангско-Ви-люйской НГП в пределах Енисей-Хатангского регионального прогиба, а также впервые выделенную в качестве самостоятельной Южно-Таймырскую НГО (НГП (?) в южной части Горного Таймыра и Игарско-Норильскую НГО Лено-Тунгусской НГП на северо-западе Сибирской платформы (рис. 8).

Данная схема положена в основу предлагаемой схемы нефтегазогеологического районирования всей Хатангско-Вилюйской НГП (см. рис. 7) в части, касающейся границ НГП и НГО на п-ове Таймыр.

Северо-западная граница Хатангско-Вилюй-ской НГП с Западно-Сибирской в варианте авторов статьи проводится по Енисей-Хатангскому глубинному разлому шовного типа в мезозое. Это в большей степени соответствует общепринятым принципам нефтегазогеологического районирования по тектоническим признакам, чем ранее формально выделявшаяся граница Западно-Сибирской и Ха-тангско-Вилюйской (Енисейско-Анабарской) НГП в восточной части Гыданского полуострова вблизи р. Енисей. Северо-западная граница Хатангско-Ви-люйской НГП в Енисей-Хатангском региональном прогибе и Анабаро-Хатангской седловине установ-

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Рис. 7. НГО Хатангско-Вилюйской НГП с предполагаемой границей провинции в море Лаптевых

(по данным Балдина В.А., Мунасыпова Н.З, 2025)

Fig. 7. Petroleum areas of the Khatanga-Vilyuisky Petroleum Province with the supposed province boundary in the Laptev Sea (according to V.A. Baldin, N.Z. Munasypov, 2025)