Строение и история развития литосферы

По-видимому, сходная ситуация существует и в Карском море – термический купол Южно-Карской впадины пространственно совпадает с локализацией крупнейших месторождений углеводородов – Русановским и Ленинградским (Подгорных и др., 2001).

Анализируя трехмерную температурную модель, можно видеть подъем изотерм на всем интервале глубин (до 15 км) в Южно-Карской впадине, что свидетельствует о существовании аномалии теплового потока, протягивающейся вдоль меридиана 66°в.д., от центра Байдарацкой губы на север. Это согласуется с измерениями повышенного по сравнению с фоновым теплового потока в скважинах на Русановском и Ленинградском месторождениях (73 и 76 мВт/м²). По результатам моделирования температура на глубинных срезах 3, 4 и 5 км уменьшается от указанного меридиана в восточном направлении на относительную величину 10°С, и на меридиане 70°в.д., в районе Белоостровской впадины изотермы уже лежат горизонтально, что характеризует фоновый геотермический режим. Среднее значение теплового потока на Ямале составляет 53 мВт/м², что заметно ниже теплового потока на акватории Южно-Карской впадины.

Подъем изотерм, формирующих «термический купол», выявлен и в Море Лаптевых. (рис. 17). Пространственно он приурочен к району акватории между о-вом Столбовой и устьем р. Яна. Применяя ту же аналогию, которая была показана для юго-восточной части Баренцева и южной части Карского морей, можно предположить, что южный сектор Моря Лаптевых является наиболее перспективным регионом для проведения геолого-разведочных работ на углеводородное сырье.

Рис. 17. 3D-модель температурного распределения в Евразийском секторе Арктики

Трехмерное геотермическое моделирование позволяет прогнозировать глубину поверхностей, ограничивающих интервал возможного нахождения углеводородных залежей, и этим оно отличается от двухмерного моделирования, которое не позволяет «заглянуть» за линию профиля. Особенно сильные различия в результатах оценки перспектив нефтегазоносности по геотермическим данным могут быть в случае изометричных, а не линейных структур. При изометричности, которая характерна для осадочных бассейнов Западно-Арктического региона, оценки глубин нахождения катагенетических температур по двухмерной модели дают значения относительного расхождения с оценками по трехмерной модели на 10–15 %. Этот факт не требует специальных доказательств, т. к. хорошо известен из классических работ по теории теплопроводности (Карслоу, Егер, 1964

).

На шельфе Западно-Арктических морей выявляется единая тенденция приуроченности крупных месторождений углеводородов к зонам повышенного термического потенциала. Этот факт можно использовать как дополнительный признак при поисково-разведочных работах на арктическом шельфе.

Выводы

1. Геотермическое поле изометричных или мозаичных областей может быть корректно отражено только в трехмерной геометрии; этот способ предоставляет возможность оценить изменения теплового поля как по латерали, так и по глубине.

2. Температурные аномалии и аномалии теплового потока формируются за счет неравномерного распределения тепловых источников, а также за счет структурно-теплофизических неоднородностей, обусловленных литолого-фациальным и тектоническим факторами.

3. Котловины Подводников, исходя из имеющихся данных о строении земной коры, а также на основании моделирования толщины литосферы, можно рассматривать как структуры пассивной континентальной окраины Атлантического типа. Анализ термического режима литосферы этих структур не позволяет говорить о проявлениях новейшей тектонической активности. По-видимому, Котловины Подводников сформированы на месте континентального блока, существовавшего в геологическом прошлом, при прогибании верхней части литосферы.

4. Термотомографический анализ нефтегазоносных бассейнов показал, что промышленные скопления углеводородного сырья локализуются над зонами подъема изотерм, над «термическими куполами», которые впервые выделены с помощью 3D-моделирования геотермического поля в Баренцевом и Карском морях.

5. Температурный интервал катагенеза органического вещества в Западно-Арктическом бассейне наиболее приближен к дну в Южно-Баренцевской впадине (4,5–5,5 км). Этим, по-видимому, обусловлен высокий нефтегазоносный потенциал этой впадины.

Работа выполнена при финансовой поддержке РФФИ (проект № 08-05-00012)

Литература

Березин В.В., Попов Ю.А. Геотермический разрез Печенгской структуры // Изв. АН СССР. Физика Земли, № 7, 1988. С. 80–88.

Богданов Н.А. Тектоника Арктического океана // Геотектоника. 2004. № 3. С. 13–30.

Боголепов А.К., Мурзин Р.Р, Хачатрян С.С. Глубинное строение Восточно-Баренцевской и Южно-Карской рифтовых систем. // М-лы Конгресса «300 лет российской геологической службе». С.-Пб, 2000, т. 3. С. 18–20.