Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геология дна, геодинамика и нефтегазоносность Беринговоморского региона

ВАК РФ 04.00.10, Геология океанов и морей

Автореферат диссертации по теме "Геология дна, геодинамика и нефтегазоносность Беринговоморского региона"

МкнкстерСтго природных ресурс©? Российской Фесерапкк

Всероссийский к»учио-нсследоватляьс!;и11 »«¡ститут геологи» к минеральных ресурсоп Мкрозого оксд:»а (ШИИОкеаигеологнк)

Нз правах рукописи

УДК 551,33+555.24+553.56(265,3!}

Голубе о ЕздкгМихайлович

ГЕОЛОГИЯ ДНА» ГЕОДИНАМИКА И КЕФТЕГАЗОНОСНОСТЪ БЕРКНГОВОМОРСКОГО РЕГИОНА

Специальность 04.00. ¡0 - геология океанов к морей

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геоло.~о-м>.нералогнчесхих наук (по опубликозанной монография)

С а к кт- П етербу р г 1997

/V

.о

§

ВВЕДЕНИЕ

Состояние и актуальность проблемы. До 80-х годов обобщенна по геологии окраины Восточной Евразии опирались в большей мере на данные по суше (Кропоткин, Шахварстова, 1965; Красный и др., 1966: Яншин и др., 1967; Егназаров,'; 1969, 1978; Пущаровский, 1972; Красный, Худолей, 1978; Сычев, 1979; Мирков и др., 1980). Обобщения в целом базировались на геосинклинальной теории, hö разделялись на эпиконтннентальное и эпиокеаннческое направленна в вопросе происхождения окраинных морей.

Этап массированных морских геолого-геофизических работ 70-80-х годов в Беринговоморском регионе вылился о обобщения, исходящие уже чаще из тектоники • литосферных плит. С этой позиции утверждается рсликтовость глубоководной впа-ёёёёдины моря, отгороженной от океана островной дугой на рубеже кайнозоя (Initial reports..., 1973; Scholl et al„ 1975; Гнибиденко, 1981; Geology and resource..., 1987; Кононов, 1989; Чехович, 1993). На этой же основе зачастую трактуется геология Алеутской островной дуги. Корякского нагорья и Камчатки (Шмидт, 1978; Богданов и др., 1987; Цветков, 1990; Чехович и др.. 1990; Соколов, 1992; Руженцев и др..-1992). Аналогично развиваются взгляды на геологию дальневосточных морей (Гнибиденко, 1979; Левин, 1984; Богданов, 1988; Пущаровский, Меланхолика. 1992). Но тем не менее все более убедительным выступает представление о новообразованности глубоководных впадин морей, которое неуклонно распространяется н на Тихий океан (Васильев и др., 1979; Родников, 1979; Белоусов. Удннцев', 1981; Косыгин, 1983; Иващенко м др., 1984; Головинский, 1985; Шило, Гуезов, 1985; Красный и др.. 1986; Хосино, 1986; Антипов, 1987; Берсенев ндр., 1987; Васильев, 1992; Кириллова, 1992; Кулинич, 1994).

В целом на классической позиции стоят обобщения во ВНИИОкеангеологня (Егиазаров, Дундо, 1982, 1'>85; Дундо и др., 1992; Голубев, 1994). Близкий характер присущ работам по нефтегазоносности дальневосточных морей (Еременко, Красный, 1978; Геологическое строение СССР, 1984; Иванов, 1985; Тютрин, Дуничев, 1985; Косыгин, Равдоникас, 1989; Бурлин и др., 1991; Грамберг и др., 1993). По ним на шельфе Берингова моря предполагаются значительные ресурсы углеводородов, но общие ресурсы дна моря не оценивались. В связи с этим сравнительный нефтегеологическин анализ осадочных бассейнов, в том числе глубоководных, и общая оценка ресурсов углеводородов региона стали насущной необходимостью. И обеспечить решен»,с обеих проблем может обобщение и системный анализ геолого-геофизических мате--риалов завершенного регионального з^апа изучения дна моря.

Цель работы. Раскрыть основные черты и закономерности геологического строения, развития и нефтегазоносности Беринговоморского региона.

Задачи работы:

Построить карты осадочного чехла и фундамента региона в м-бе 1:2 500 000 и выполнить корреляцию структурно-формационных комплексов суши и моря. Разработать тектоническую схему в м-бе 1:5 000 000 и выделить этапы развития региона. Прояснить присхождение моря и его тектоническую позицию в Восточно-Азиатской (Переходной зоне. '

Определить предпосылки нефтегазоносное™ региона и выполнить нефтегеоло-гичсское районирование в м-бг 1:5 ООО (ЮО. Оценить прогнозные ресурсы нефти н газа и наметить закономерности их размещения.

Неумная мовюна. С помошью карт осадочного чехла и фундамента на шельфе н в глубоководных котловина* прослежены позднемезозонско-кайнозойские и кайнозойские складчатые си&темы, вулканогенные пояса и докембрийские массивы. Вое-, сгановлена циклическая история развития региона как окранмно-континентальной структуры. На формационной основе выделен осадочный мегабассейн, заложипший-ся в раннем кайнозое на позднеорогенных стадиях развития геосинклинален и охвативший разделенные ими массивы. Установлено, что уплотненные массивы превратились в результате погружения в разновозрастные глубоководные хотловины в позднем миоцене и плиоцене в конце альпийского геодинамического цикла.

Определены тектонические предпосылки и критерии нефтегазоносности региона. Выявлены потенциальная нефтегазонсность зоцен-олигоцеиового и миоценового терригенных комплексов и высокие перспективы Алеутской глубоководной Котловины. Выделена и отрайоиирована нефтегазоносная провинция. Впервые оценены ресурсы нефти и газа всего моря, насчитывающие 16 млрд. т. Заключается, что зональность нефтегазокаколленкя обусловлена тектонической структурой и интенсификацией осадконаксплемия, а цикличность - вариациями биопродуктивности. Роль ведущего нефтепокскового признака отводится узлам конседмментацконных разломов. , ' Защищаемые положения:

/. Регион включает тектонически единый осадочный мегабассейн охраинио-континентального происхождения. Он заложился в ранцем кайнозое на позднеороген-пых стадиях развития позднемезозойска-кдйиозайских и кайнозойских геосинклиналь-пых систем и вулканогенных поясов и охватил разделенные чии доу.ембркйские массивы. Посторогешше погружение массивов в позднем миоцене и плиоцене превратило мегабассейн в глубоководное море.

2. Осадочный мегваассем является нефтегазоносной провинцией. Ее потенциал определяется циклической интенсификацией биопродуцирования и осадконакопления. а зональность подчинена тектонической структуре. Основные ресурсы углеводородов заключены в позднеорогенных эоцен-олигоценоеом и миоценовом терригенных комплексах шельфа и Алеутской глубоковооной котловины.

Личный вклад к фактический материал. Работа базируется на авторских тематических и инициативных исследованиях во ВНИИОкеангеология ь 1976-1996 гг. Эти исследования отвечают разделам Федеральной НТП развития минерально-сырьевой базы Россия (Роскомиедра) и ГНТП "Мировой океан" (Миннауки). В качестве перт вичных использованы материалы геолого-геофизических работ в Беринговом море, главным образом НПО "Севморгеология*. а также организаций Академии наук России и других ведомств. В работе учтены доступные данные Геологической службы США И основные публикации.

Практическая ценность и реализация результатов. Прикладное значение работы определяется направленностью на оценку нефтегазовых ресурсов и закономерностей их- размещения. Промежуточные результаты использовались при официальных подсчетах ресурсов углеводородов шельфа Берингова. моря. Структурно-" геологические карты автора учтены при разграничении континентального шельфа

■ для российско-американского Договор-1 о демаркации моря. Рекомендации по направлениям исследований реализбгывалмсь в программах морских геолого-геофизических работ.

Апробация результатов. Выводы работы представлялись и обсуждались на конференциях и конгрессах, в частности на Всесоюзных семинарах "Осадочные формации и их нефтегазсносность" (Москва, 1978) и "Осадочные бассейны и их нефтегззо-носность" (Москва, 1981), II Всесоюзном съезде океанологов (Севастополь. 1982). на XXIX Международном геологическом конгрессе (Киото. 1992), Международной конференции по арктическим окраинам (Анкоридж, 1992), XIV Международном се-диментологическом конгрессе (Ресифи, 1994), Международной конференции по арктическим окраинам (Магадан, 1994), Международной конференции "Н.фтегазонссные бассейны Западно-Тихоокеанского региона и сопредельных платформ" (Санкт-Петербург, 1996), XXX Международном геологическом конгрессе (Пекин. 1996).

Публикации. Результаты данных и сопутствующих исследований опубликованы в 39 работах и частично обобщены з монографии.

Структура диссертации. В качестве диссертации представлена монография "Геология дна, геодннамиха и нефтегззоносность Бсринговоморского региона", вышедшая и изд-ве "Недра" в 1994 г. Монография объемом 125 е.. 2 табл., 13 рис., библ. 298, состоит из введения, 7 глав и заключения.

ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ ГЕОЛОГИИ И ТЕКТОНИКИ РЕГИОНА Страеяг.е Берикглзоморскогэ осадочного мегаопссениа

Морфоструктура дна Берингоза моря складывается из шельфа, континентального и островного склона, подводных хребтов и глубоководных котловин (рис. 1 на вкладке). Ширина шельфа до его кромки на глубине 120-165 м увеличивается от 20120 км (Западко-Беринговоморский шельф) дэ 450-780 км (Восточно-Берикговоморский шельф). Шельф обрыгается крутым (2-25°) и террасировзнмым континентальным склоном в глубоководные котловины Алеутскую, Командорскую и Бауэре глубиной 3500-3900 м. С других сторон котловины ограничены подводными хребтами Ширшова, Б'аузр- и Алеутской островной дугой, двойной в континентальной части. За дугой простираются Северо-Западная и Северо-Восточная котловины Тихого океана глубиной 5000-6000 м. Они отделены от дуги Алеутским глубоководным желобом. Алеутским краевым океанским валом и разделены Северо-Западным океанским хребтом. Краевой взл продолжает редуцированную внешнюю дугу.

В рельефе дна меря и сопряженной части океана выделяются три типа мор-фоструктур: континентальный, переходный и океанический. Они составляют такие же типы земной коры, зеркально проступая в рельефе ее основания. Глубоко» водные котловины с корой субокеанического типа мощностью 8-15 км обрамлены окраинами континентов с мощностью коры 27-36 км. От океана с мощностью коры 6-8 хм и друг от друга котлов)! >ш отделены островной дугой и подводными хребтами с субконтинентальным типом коры мощностью 15-27 км (Павлор, Строев, 1975; Беляев, 1982).

Земная кора Беринговоморского региона состоит из осадочного чехла с пластовой сейсмической скоростью 1,5-4,9 км/с и фундамента с граничной сейсмической

скоростью 4.S-7.5 км/с (рис. 3 к 4 на вкладке). На суше фундамент образован складчатыми системами, вулканогенными поясами, и кристаллическим массивом (Егназаров, Дуидо. 1У85). Отражение структуры фундамента в структуре осадочно-' го чехла и и геофизических полях позволило проследить на дне моря оси складчатых структур суши, и тем самым обеспечило новое тектоническое районирование региона. В основу районирования положены обобщенные структурно-вещественные -формационные - комплексы осадочного чехла и фундамента суши, ставшие базой интерпретации сейсмогеологических комплексов дна.

Осадочный чехол северной части шельфа скрывает позднемезозойско-кайнозойские н более древние структуры/На шельфе и прилегающей суше выделен Чукотско-Цеитральноаляскннскии докембрнйский массив с палеозонско-раннемезозойским промежуточным метаосадочным чехлом, испытавший позднеме-зозойско-кайнозойскую тектоническую активизацию. Беринговоморскнн край массива перекрыт по геомагнитным данным замыкающейся ветвью Охотско-Чукотского позднемеэозонско-кайнозонского вулканогенного пояса (Верба, Ермаков. 1976; Marlow et al.. 1976). При этом массив облекается Корякско-Заладно-Камчатской и Южно-Аляскинской позднемезозойско-кайнозойскими складчатыми системами. Ветви систем проходят по краю и смыкаются посредине Восточно-Берпнговоморского шельфа. Они прослеживаются с суши в геофизических полях и подтверждаются драгироианием на континентальном склоне кампан-маастрихтских аргиллитов и песчаников (Marlow, Cooper, 1979) и разбуриванием юрско-нижнемеловых вулканогенных песчаников на поднятии во впадине Св. Георгия (Comer et al!. 1987):

Кайнозойские структуры региона представлены Олюторско-Камчатской и Алеутской складчатыми системами. Первая из них слагает южную часть Корякского нагорья и Камчатку с примыкающей частью Западно-Беркнговоморского шельфа. а вторая - Алеутскую островную дугу. В осевых зонах этих складчатых систем выделены Камчатско-Корякскни и Алеутский кайнозойские вулканогенные пояса. Переход подводных хребтов Алеутского и Шнршооа в горноскладчатые хребты суши, вырождение подводных хребтов Бауэре и Ширшова в районе их сочленения и драгирование на них гранитоидов и пород идентичных верхнемеловьш-—гоценовыги породам Олюторско-Камчатской складчатой системы (Scholl, 1975; .¿епрочиов, 19S9) убеждает г замыкании на хребтах .ветвей кайнозойских складчатых систем, осложненных вулканогенными поясами.

Кайнозойские складчатые системы структурно и форыационно связаны с лозд-кемезоюйско-кайнозойскмми, о чем свидетельствует и установление альб-туронских гфлканогеш)о-крс4шистых. отложений из юге Корякского нагорья (Богданов и др., 1987). Поэтому те и другие системы вопарно сливаются в Коракско-Каычатскую и Аля скннско-Алеутскую позднемазозойско-кшиюзойскне складчатые области. Этм области D целой наследуют структуру палгозомско-раннемеэозойских склад-чатах областей и обрамляют глубоководную впадину моря. Причем кайнозойские складчатые системы несут черты передовых эвгеосинклннальных зон. Они характеризую! миграцию гсосишшинальиого процесса к океану на орогенном этапе развитей поздиемеэозойско-каннозойских складчатых систем, «спознающих уже роль тыловых «иогеосинкеннальных зон. Развитие ¡»»геосинклиналей шло ускоренно - 95

вместо ¡35 MirA» лет, Стадийность развития складчатые областей согласуется со стадийность!» альпийского цикла.

Осадочный чехол распространен на дне меря повсеместно, ко неравномерно н только краями отдельных осадочных нпадмн выходит на сушу. На шельфе выделяются в обшем линейные впадины, субпараллельные антиклинорийм побережья с мощностью отложений от !-3 до 5-9 км к более. На краю шельфа впадины ограничены поднятиями брозкн континентального склони, к подножию которого прислонены близкие по мощности подсклонояые осадочные прогибы. К центру глубоководных котловнк чехол утоняется до 3-0.3 км, а на подводных хребтах - до 1-0 км, увеличиваясь до ¡,5-3 км лишь з узких привершинных впадинах.

Сосредоточение осадочного чехла на дке поря придает последнему статус осадочного мегабассейна, который замыкает цепь окраинных задуговых мегабас-сейнов Тихоокеанского осадочного супербассейна. Яркой чертой мегабассенна »выступает шфкумзокальное строение с концентрацией отложении в Алеутской котловине. С арктической к тихоокеанской стороны - б тыловой и передопей частях переходной зоны континент-океан - мощность отложений в мегабассейме резко убыпает, давая основание для выделения Северной, Центральной и Юккой областей осадке-накопления. Областям также ссонстяенно п целом ииркумзональное размещение первоначяльмо изолированных осадочных бассейкоЕ, окаймляющих иентральнык сводовые зоны ерзшштельно сокращенного осадхонакоплечия.

Северная область асадконяхоплегшя охватывает причукотскую и прнсезероэ-ляскимскуго часть Восточно-Берингозомсрсхого шельфа н отличается г. общем маломощными (0,5-! км) зерхнемкоцен-четаертич.чыми терригеняыми и диатомовыми отложенными. Только я центре области выделяются осадочные впадины: Нортон, ЛаБрентьегекая и Куссоквим. Кайнозойские аваидельтовые и прпбреж-но-морехне отлсжсиия особгнно значительны по впадине Нортон (Turner et а!.. 1986), где слагают доа комплекса: гоцзк-миоценовый и осрхнемисцен-четвсртич.чый мощностью до 4 и 1,5 км. Они соотносятся с си.чпозднеороген.чымн и слнлосторо-геииыми отлозкекипия па своде Чукотско-Центральноаляскинского массива, перекрытого по крз:э Охотскс-Чукотским вулканогенным поясом. Тектоническая активизация ыгсстаа былз откликам на развитие смежных позднемезозойско-кайнозокских складчатых систем к активизацию палеозойско-раннемсзозопской Се-веро-Аяяскииской складчатой системы. Она ограничивает массив с севера и над ее тыловым прогибом y.i'rr.vr иельфовая осадочная впадина Хоуп (Шипилов и др., 1989), близкая по ргэргэу зпаяике Нортон.

Цептраяьксг, область осадкатко.лены охватывает окраинную часть Восточно-Берикгово?,юрского шельфа, прякорякскую часть Западно-Берингозоморского шельфа и Алсутсяуэ глубоководную котловину. Отложения области изменяются в мощности от 1 до 9 км и более, складывал ез цнркумзональную структуру.

Крайняя с cesspa Анадырско-Брист->льская зона включает наземно-шельфовые » впадины Анадырскую и Бристольскую с мощностью отложений от ¡-3 до 3-5 км (Marlow et al., 1983: Дертез, Супруиенко, 19S6). Впадины отделены от Северной облает:! il разделены езодозым вулканическим поднятием острова Св. Матвея. Гетерогенный фундамент гпадии образован тыловыми прогибами Корякско-Западно-Камчатской и Юясяо-Аляскинсксй складчатых систем, структурами Чукотско-Цеитральноапясхинского массива и Охотско-Чукотсхого вулканогенного пояса. Два

к

основных комплекса впадин: эоцен-миоценовый позднеорогенный и верхнемиоцен-четвергичный постороженный сложены авандельтовыми и прибрежцо-морскими часто угленосными отложениями мощностью до 4 и 1,5 км. В осевых частях впадин эти комплексу могут наращиваться книзу верхнемеловым-эоценовым раннеороген-ным комплексом мощностью до 2-3 км.

Следующая, Наваринско-Георгиевская; зона осадконакопления тянется цепочкой окоаинно-шельфовых впадин: Наваринскои, Св. Павла и Св. Георгия (Turner et al.. 1985г Comer e¡ al., 1987). На океанской стороне Аляски зона наращивается наземио-шельфовой впадиной залива Кука. Все эти впадины трассируют межгорные (приосевые) прогибы позднемезозойско-кайнозоиских складчатых систем. Впадпны ограничены с севера поднятием острова Св. Матвея и отделены от Алеутской глубоководной котловины поднятиями бровки континентального склона. Самые глубокие впадины зоны - Наварннская и Св. Георгия выглядят в общем симметричными грабенами с мощностью отложений от 1-3 до 7-9 км и более. Их формационный разрез аналогичен предыдущей зоне, но с утолщеннем орогенных песчано-глинистых прибрежно-морских комплексов. Исключение составляет неглубокая (1-1,5 км) впадина Св. Павла, распол9женная на угловато выступающем краю массива, перекрытого вулканогенным поясом. Она выполнена верхнемиоцен-четвертичнымн синпосторогенными песчано-глинистыми и диатомовыми отложениями, как и в Северной области.

Зональность осадочных структур шельфа относительно осей складчатых систем продолжается в Алеутской глубоководной котловине. Она окаймлена дугами асимметричных подсклоновых осадочных прогибов мощностью от 5 до -7-9 км и более: Ксрякско-Алеутского, Аляскинско-Алеутского и Бауэрско-Алеутского. С первыми двумя сопряжены шельфово-склоновые впадины Хатырская и Унимак с мощностью отложений от 1-3 до 5-7 км (Дертев, Смирнов,-¡9S5; Den-Avraham, Cooper, 1981). Эти впадины, повеем признакам, служили бортами подсклоновых прогибов Приалеутской зоны. Бортовая VacTb зоны трассируется на океанской стороне Алеутской островной дуги щельфово-склоновой впадиной Кадьяк, а на пот бережье залива Аляска - наземно-шельфовой впадиной Якатага. Судя по примыканию подсклоновой зоны к краевым антиклинориям позднемезозойско-кайнозоиских складчатых систем, зона поедстачляет их передовые прогибы. При этом впадины Хатырская и Унимак, отчасти сопряженные л с кайнозойскими складчатыми системами, имеют также черты их тыловых прогибов. Но уже Бауэрско-Алеутский под-склоновый прогиб у подводного хребта Бауэре вполне принадлежит кайнозойской Алеутской складчатой системе в качестве тылового.

Формационный разрез подсклоновых передовых прогибов подобен разрезу предыдущей зоны межгорных прогибов. Он складывается из двух основных терри-генкЫх комплексов; эоцен-миоценового позднеорогенного и верх'немиоцен-четвертичного посторогенного в целом турбидитнзго. В приосевых частях прогибов разрез подстраивается верхнемеловым-эоценовым раннеорогенным комплексом. В Бауэрско-Алеутском прогибе основная эоцен-миоценовая часть разреза (Marlow et al., 1990) соотносится с укороченной орогенной стадией развития кайнозойской складчатой системы.

• Подсклоновые прогибы окружают Центральноалеутскую сводовую зону, отличающуюся сокращением мощности отложений до 4-3 км, их широкйм латеральным

распространением и угловатостью границ. Погребенным (1-2 км осадков) хребтом Бартлетт и цепочкой мелких поднятий фундамента зона разделена на северозападную и юго-восточную части, примыкающие к Корякско-Камчатской и. Аляскинско-Алеутской складчатым областям. Принципиальное структурное подобие Центральноалеутской зоны осадконакопления Северной области осад кона-копления предполагает нахождение в основании глубоководной котловины Алеутского докембрийского массива. Он обрамлен шовными складчатыми системами и вулканогенными поясами.

О существовании погруженного ядра древней Яерингин давно говорят геолого-геофизические данные (Кропоткин, Шахварстова, 1965; Красный к др., 1966, 1986; Егназаров, 1969; Андреев. 1977; Ржевский, Шимараеа, 1978; Устнноа, Волк, 1985; Егиазаров, Дундо, 1985). Об этом же говорят палеофлоркстнческие и палеонтологические выводы о нахождении в позднемеловое время на месте Берингова моря массивной суши - Берингнч - ставшей уникальным центром видообразования , , (Кожевников, Железнов-Чукотскнй, 1995). И вещественным подтверждением тому служит скопление валунов гнейсов, амфиболитов и кристаллических сланцев на острове Танага Алеутской островной дуги.

Докембрийские и лалеозойско-раннемезозойские структуры массива проступают в третьем "океаническом" слое котловины в виде длинноволновых магнитных аномалий и аномалий теплового потока, следящихся с Центральной Аляски. Не-, смотря на это, аномалии объясняются подъемом изотермы Кюри, т.е. мантийного диапира (Cooper et а!., 1977). Переработанные .структуры массива в большинстве перекрыты осадочно-вулканогенным вторым "океаническим" слоем. В нем выделяются спрединговые магнитные аномалии спорного возраста: М 1-М 13- 117-132 млн. лег (Cooper et а!., J 976)" или К6-К29 - 25-70 млн. лет (Дементьев. 1978). Скорее всего, там есть н те и другие, которые отражают восточную и обратную, западную миграцию асимметричного спрединга хребта Ширшова.

Второй слой сейсмогеологически подобен шельфовым покровам Охотско-Чукотского вулканогенного пояса и, с учетом драгирования на континентальном склоне нижнеэоценовых Тйлеиговых базальтов (Marlow, Cooper, 1979), определяется как меловой-эоценовый. Второй слой, очевидно, замещается в подсклоновых прогибах вулканогенно-терригенным комплексом. Согласно с этим на базальтах второго слоя лежат два осадочных комплекса: эоцен-миоценовый терригенньй и верхне-мийцен-четвертиунын туфогенно-терригенный, существенно диатомо», i

ностью 2-3 и 0,5-1 км. Нижний комплекс выступает синпозднеорогенным для позд-немезозойско-кайнозойских складчатых с!.стем.

Подсклоновые осадочные прогибы отделены от близких> по структуре и сей-смогеологическим параметрам впадин Хатырской и Унимак присбросотыми под--нятиями фундамента континентального склона. Одноуровенное ступенчатое строение склона, конседнментационный характер разломов а нижнем осадочном ком. плексе и появление на склоне конседиментационных структур обрушения осадков в 4 верхнем комплексе - все это "свидетельствует о позднемиоцен-четвертичном времени образования глубоководной Алеутской котловины. Об этом же свидетельствует . появление в верхнем комплексе турбидитов, с ускорением •осадконакопления от 40-60 до 100 см/тыс. лет, и дополнение терригенного осадконакоплеиня биогенным.

По всем признакам, Алеутская котловина образовалась за две стадии: серия позднсмионеновых опусканий дна на 2 км сменилась плиоцен-четвертичными погружениями на 1-2 км, расширившими котловину. На глубине около 2 км находятся, основные платообразные поверхности абразионно-аккумулятавяого выравнивания подводных хребтов и континентального склона, типичные для мелководного шельфа. На глубине около 4 км находится уже нижняя погребенная ступень и основание континентального склона и схлоноз островной дуги и подводных хребтов. Верхнемиоценовый* и плиоцен-четвертичный турбидмтные подкомплексы складывают на склоне два яруса конседнментацноиных структур обрушения осадков.

Позднемноиен-четвертичные погружения дна Алеутской котлознни подчеркиваются срезанием склоном миоценовых, и эоцен-олигоценозых осадочных подкомплексов шельфовых впадин. Однако конседиментационный характер разломов этих •подкомплексов подразумевает еще эоцен-олигоценозую и миоценовую стадии постепенного погружения дна котловина на 1,5-2 км. Эти стадии отличались компенсационный« осадкомакоплением в сравнительно мелком морг, в чем убеждают весьма грубообпомочные отложения и бнотг с обнажениях Хатмрсхой впадины. Бассейн осадконаколлеиия Центральной области положил иачглэ мегабассейну н охватывал тогда современные окраинно-шельфовые впадины н глубоководную котловину. Он обрамлялся растущими горноскладчатымн систсмими, постасляв-шими обломочный материал.

Южная область осадкопакоплечвя ограничена кайнозойскими горноскладчатыми и вулканогенными структурами и также зонально построена. В южной части Западно-Бсринговоморского шельфа вырисовывается серия субпараллельных осадочных впадин«.обращенная х Командорской глубоководной котловине.

Тыловые Западно-Камчатские прогибы Олюторско-КаадчатскоГ! складчатой системы находятся в Охогоморскоы региона и, в частности, представлены каземмо-шельфовой впадиной Шелихова. Она выходит пологим бортом на клиновидное замыкание Охотоморского докембрийского массива - шельфовыГ: выступ древней Охотии. Эта впадина расположена между лозднемезозойско-каГшозойсхсй и кайнозойской складчатыми системами и подобна впадинам Хатырской 1} Уннмах Центральной области. В свою очередь, полноценным тыловым прогибом Алеутской складчатой системы гредстает Аиеутско-Бауэрсхий полехпоиовый прогиб глубоководной котловины Бауэре. Он сложен более молодыми терригеннымн комплексами: миоценовым позднеорогенным и верхнгмноцга-четаертичны.ч лосторогенньш турбиднткым мощностью 2-3 и 0.5-1,5 км (МаНоу/ ее а]., ] 590).

Звеном следующей, Центргльнокамчатской зоны межгорных прогябоз служит наземно-шгльфовая Карагпаеко-Корфска:; виадика с мощностью отложений от ¡-5,5 до 2,5-3 км. Ее чехол содержит два основных территемиых комплекса: мяоце-- новый позднеорогенный и верхне.миоцен-четвертичиый посторогениый мощность» до 2 и 1,5 км. В осевой части впадины эти комплексы подстраиваются эоцен-олигоцеиовым раниеорогенным вулкаиогешю-терригенным комплексом мощностью до 2 км. Практически только верхним комплексом заполнены небольшие прогибы на гребнях Алеутской островной дуги и подводных хребтов Ширшова и Бауэре.

, Звеном уже Восточно-Камчатской зоны передовых прогибов служит шельфо-во-склоновая Олюторская впадина, разрез которой подобен основной частя разреза предыдущей зоны. По структуре ¡1 сейсмогеологическои выраженности впадина

Il

относится к бортовой части Камчатско-Командорского подсклонового прогиба Командорской глубоководной котловины. Шельфово-склоновые впадины Восточной Камчатки так же соотносятся с Курило-Камчатским глубоководным желобом. Аналогично соотносятся небольшие ступенчатые шельфово-склоновые впадины на океанской стороне центрального блока Алеутской островной дуги и ее желоб. Такая общность шельфово-склоновых и подсклоновых прогибов представляет их некогда едиными структурами.

Зональность Южной области осадконакопления завершается Централыюко-мандорско-Бауэрской сводовой зоной глубоководных котловин Командорской и Бауэре. Их осадочный чехол сложен лишь верхнемиоцен(плиоцен)-четвсртичним синпосторогенным туфогенно-терригенным и диатомовым комплексом мощностью 0,5-1,5 км. Комплекс лежит на палеоген-миоценовых базальтах второго "океанического" слоя, сейсмогеологически сходного и одновозрастного по данным скв. 191 (Initial reporis..., 1973; Harbert el al., 1987) Камчатско-Коряксхому и Алеутскому вулканогенным поясам. Базальты второго слоя, очевидно, переходят в вул-каногенно-терригенный комплекс подсклоновых прогибов и подстилаются до-кембрийским кристаллическим н отчасти палеозойско-нижнемезозойскимн метао-садочными комплексами массивов Командорского и Бауэре. Они и могли быть источниками сноса гранигоидного материала с позднего мела до миоцена в сопряженные геосинклинальные прогибы (Шапиро, 1976; Малиновский и др., 1989).

Континентальный и островной Склон глубоководных котловин Командорской и Бауэре имеет все признаки сбросообразования, типичные для Алеутской котловины. Но конседиментационные структуры обрушения осадков преобладают в плиоцен-четвертичном турбидитном подкомплексе, свидетельствуя о позднем, чем в Алеутской котловине, возникновении глубоководной обстановки. К тому же в котловинах Командорской и Бауэре нет следов эоцен-олигоценовой и миоценовой стадий компенсированного осадками погружения дна, следовательно, опустившегося только за позднемиоцен-четвертичное время. Об этом же говорит повышенный вдвое тепловой поток (Красный, Сычев, 1984),

Неотектонические погружения подчеркиваются высокой современной тектонической активностью Командорской котловины (Селиверстов, 1987) и ее изостатической недокомпенснрованностью. Примечательно, что общая мощность второго и третьего "океанических" слоев Командорской котловины больше, чем в западной части Алеутской котловины - 9-11 и 6-8 км - при приблизительном равенстве полной мощности (с осадочным слоем) земной коры. Это также предполагает более раннюю и полную тектонс маг: ¡этическую переработку кристаллического основания Алеутской котловины.

Основные закономерности

Таким образом, в каждой из областей в целой кайнозойского осадочного мега-бассейна гетерогенный фундамент разделяется на два типа. К первому типу отнесены в разной степени метаморфизованные породы (в глубоководных котловинах - до появления физических свойств "базальтого" слоя). Они предел а лены карбонатными и вулканогенно-терригенными комплексами, слагающими палеозойско-раннемезозонский промежуточный метаосадочный чехол докембринских массивов,

фрагментарно перекрывающий их кристаллическое основание. И промежуточный чехол и основание массива отчасти скрыты вулканическим покровом. Так построен фундамент шельфовых впадин: Нортон, Лавректьевской, Кускоквим, Св. Павла и сводовых зоя глубоководных котловин Алеутской. Командорской, Бауэрской.

Вулканиты представлены андезитами к базальтами позднемезозойско-хакнозойского и кайнозойских вулканогенных поясов и соответственно им одно-возрастными мел-палеогеновыми и палеоген-неогеновыми платобазальтами второго "океанического" слоя глубоководных котловин. Вулканические излияния сопровождали в основном позднегеосннклинальную и раннеорогенную стадии развития складчатых систем. Метаморфизованные комплексы промежуточного чехла и основания погруженных массивов ближе подходят к поверхности фундамента в восточно!*! части глубоководной впадины, и даже могут выходить под тонкий осадочный '.:.\ол на поднятии Бартлетг.

Ко второму типу фундамента отнесены складчатые комплексы поздиемезозон-ско-кайнозойских и кайнозойских геосинклинальных систем. В осевых частях их межгорных прогибов фундамент не всегда отчетлив из-за унаследованного развития прогибов г. постепенного перехода отложений в фундамент. Так построен фундамент шельфовых впадин Навириьской, Св. Георгия и Карагинско-Корфской. Промежуточным по типу и гетерогенным фундамент становится а краевых - тыловых л передовых - прогибах складчатых систем. В этом случае осадочный чехол прикрывает не только края складчатых систем, но и края массивов, развиваясь в унаследованной и наложенной формах. Так построен фундамент шельфовых впадин Анадырской, Бристольской, Хатырскон, Уннмак, Олюторской и подсыгонозых прогибов глубоководных котловин Алеутской, Командорской, Бауэре.

Отложения осадочного мегабассейна сложены тремя формацконными комплексами, разделенными ссдкмектаииоинымк, а на поднятиях фундамента - краевыми структурными несогласиями. Эти комплексы выделяются основными сейсмическими отражающими горизонтами и отвечают стадиям развития складчатых систем. Более дробная ритмичность развития передается иерархией подкомплексов.

Нижний осадочный комплекс - раннеорогенкий - присутствует только в осевых частях межгорных и краевых прогибов складчатых систем. Он имеет в Центральной области верхнемеловон-эоценовый вуляаногенно-осадочнвш разрез, а ь Южной области подобный эоцен-олигоцрчевый. Соответственно мощность комплекса составляет 3-5 и 2-3 км, а его граничнпя сейо ическая скорость - 4,Б-5,2 и 3,6-4,3 км/с.

Средний осадочный комплекс - позднеорогенный, а на массивах еннпозднеоро-генный (менее мощный, тонкослоистый и слабодеформироваклый) - распространен гораздо шире. Он отличается развитием конседиментационных сбросов. Комплекс включает в Центральной области и отчасти в Северной области два терригенных подкомплекса: эоцен-олигоценовый и миоценовый, а в Южной области - лишь миоценовый. Средний комплекс мощностью 2-5 км заполняет краевые прогибы складчатых систем и выравнивает блоковую поверхность массивов. Комплекс имеет весьма высокоскоростной сейсмический разрез: 3,8-4,9 км/с в Центральной и Северной областях и 3,1-3,7 км/с в Южной области.

Верхний осадочный комплекс - посторогенный, а на массивах синпостороген-ный - включает верхнемиоценовый и плиоцен-четвертичный песчано-глинистые существенно туфогекные и диатомовые подкомплексы. Они соответственно имеют

■пластовую сейсмическую скорость 2,2-3.2 и 1.5-2.2 км/с. Верхним комплекс распространен практически повсеместно и перекрывает слоистым чехлом мощностью 1-1,5 км г,падины и поднятия, увеличиваясь до 2-2,5 км п осевых частях зон унаследованного прогибания. В Южной области'комплекс сужается де плиоцен-четвертичного подкомплекса мощностью 0,5-1,5 км, а перхнемнопенс-вые отложения дополняют средний комплекс.

Верхний комплекс лежит субгоризонталыю, несколько осложнен ступенчатыми перегибами и разрывами, но на континентальном склоне он крайне деформирован -до появления структур коробления и обрушения. Состав когплекса отмечает ускорение терригенмого осадконакоплення, переходящего и подсклоновых прогибах в лавинное. Е то же время распространение диатомовых осадков означает изменение осадконакоплення от мелководно-морского до умеренно глубоководного и современного глубоководного, с расширением проливов' моря в Тихий океан и раскрытием пролиза з Северный Ледовитый океан. В результате устанавливается современный тип океанской циркуляции и осадконакоплення.

Однотипное ступенчатог снижение сейсмических скоростей вверх по разрезу осадочного мегабассейна, уменьшение мощности и латеральное расширение ¡.¡се более молодых осадочных комплексов, их отложение во всей северной части Тихоокеанского подвижного пояса (Гладенков, 19ХК; Грамберг и др., 1993) - г:се это свидетельствует о крупном межрегиональном седиментационном ритме. Он начапса эоцене и стразил позднеорогенную стадию альпийского цикла. Этот мнел. очевид->ю, эазершился в позднем миоцене-плиоцене оформлением горноскладчатых областей и глубоководных котловин региона, как и других осадочных мегабассейнов Тихоокеанского подвижного пояса.

ПРЕДПОСЫЛКИ II ПЕРСПЕКТИВЫ КЕФТЕГАЗОПОСНОСГИ Принципы зьшелення к структура Бсринговоморской провинции

Выявленные закономерности строения и тектонического развития региона дапи иоаое видение его нефтегазового потенциала. И, естественно, в основу нефтегеоло-гического районирования положено тектоническое районирование, как основополагающее (Наливкин и др., 1985). В результате выделена Беринговоморская нефтегазоносная провинция, охватывающая в целом кайнозойский осадочный мегабасссйн по мзопахите 0,5 км (рис. 13 на вкладке). Провинция является узловым звеном в цепи сходных нефтегазоносных структур восточно-азиатских морей, структурно связывая их с провинциями тихоокеанской окраины Северной Америки. Она составляет северную часть Тихоокеанского подвижного и нефтегазоносного поясз, сопряженную с провинциями окраинных морей Северного Ледовитого океана (Еременко, Красный, ¡978; Грамберг и др., 1993).

Провинция подразделена на Центральную, Северную и Южную нефтегазоносные области сообразно областям осадконакоплення. Последние имеют подобное циркумзональное строение, но различаются возрастом сходных формашюнных комплексов. Межобластные границы проведены по осевым линиям региональных поднятий фундамента. Строение областей передает тектоническую зональность осадконакоплення мегабассейна и складывается из региональных зон нефтегачона-копления. Зоны состоят уже из тектонически однотипных нефтегазоносных или

возможно нефтегазоносных районов, которые в общем тождественны первоначально изолированным осадочным бассейнам. Шельфовме и склоновые районы оконтурены по изопахнте чехг,а 1.0 км, выделяющей бассейны, а глубоководные районы разграничены по осевым линиям погребенных поднятий и перегибов фундамента.

По современному геоморфологическому положению региональные зоны нефте-газонакопления различаются на наземно-шельфовые, шельфовые, шельфово-склоновые и глубоководные, что согласуется и с технико-экономической последовательностью их освоения. Вместе с тем сходные по формацконному набору и тектонической структуре зоны объединяются в пять нефтегеологических типов, первый из которых развит в Северной области, а четыре остальных - в Центральной и Южной областях.

К первому типу региональных зон нефтегазонакопления отнесены осадочные бассейны центральной сводовой части высокостоящего активизированного массива. а ко второму - бассейны тыловых прогибов складчатых систем, перекрывающие и края массива. Осадочные бассейны межгорных прогибов складчатых систем слагают третий тип. К четвертому типу отнесены осадочные бассейны передовых прогибов складчатых систем, и он включает два подтипа. К первому отнесены внутренние борта прогибов, примыкающие к складчатым системам, а ко второму - осевые части и внешние борта прогибов, перекрывающие края погруженных, океанизи-рованных массивов. К этому же подтШпу отнесены некоторые тыловые прогибы складчатых систем, в этом случае обращенные к глубоководной котловине.

Коренным отличием второго подтипа выступает последующее за стадией мощного позднеорогенного осадконакоплення погружение уплотненных массивов, со смещением основных площадей мелководно-морских потенциально нефтегазоносных отложений к подножию континентального склона. Такое различие делает необходимым выделение шельфово-склоновых и глубоководных под зон регионального нефтегазонакопления. Глубокоьодные подзоны четвертого типа сменяются зонами регионального нефтегазонакопления пятого типа, включающими чехольные комплексы центральных сводов океанизнрованных массивов.

Северная возможно нефтегазоносная область занимает в провинции ме^то тыловой, гранича с Восточно-Арктической провинцией Арктического нефтегазоносного супербассейна (Грамбгрг и др., 1996). Он и прилегает к области шельфовым районом Хоуп. Область содержит только Нортонско-Кускоквкмскую региональную зону возможного нефтегазонакопления на своде докембрийского массива. К ней относятся наземно-шельфовые районы Нортон и Кускоквим и шельфовый Лаврен-тьевский. Наиболее перспективный район Нортон сло/.сен мощными, от 1-1,5 до 3-5 км эоцен-четвертичкыми авандельтовыми и прибрежно-морскими отложениями (Fisher, 1982). Эоцен-олигоценовый комплекс с содержанием органического углерода 0,5% считается нефтегазопроизЕОдящим, из него получены притоки газа. Широкое распространение в этом комплексе конседиментационных разломов обеспечивает формирование сводовых, литологических и дизъюнктивных ловушек. Верхнемиоценовые и плиоценовые существенно диатомовые отложения могут быть покрышками для миоценовых песчано-глинистых породе поровыми коллекторами - эффективная пористость 15-25%. проницаемость 0,001-0,150 мкм v .

Центральная нефтегазоносная область состоит'из четырех региональных зон нефтегазонакопления: тыловой Анадырско-Бристольской, межгорной Наварин-

Еко-ГеоргнеЕСКОи, передовой Приалеутской - с Хатырско-Унимакской и Окраннно-Ллеутской подзонами и присводоиой Центральноалеутской. Эти зоны последовательно относятся к зонам орогенных прогибов позднемезозойско-кайночойских складчатых систем, которые окаймляют окез'.'нзирооанный докембрийский массив, перекрытый синпозднеорогенными и синпосторогенными отложениями.

Анадырско-Брнстольская зона нефтегазонакопления включает Анадырский si Брис.ольскии прибрежно-шельфовые районы. Их перспективы соотносятся с зоцен-олигоцеиовымн и неогеновыми авандельтовыми и прибрежно-морскими отложениями мощностью от 1-1,5 до 3-5 км (Изанов, 1985: Marlow et al., 1987; Ар чипов и др., 1989), Невысоким потенциалом обладают перхнемелопые-эоисиовыс аулканогенно-террнгеиные угленосные ПО} оды, наращивающие книзу разрез впадин в их осевых частях. В Анадырском районе на побережье из эоцен-олигоцсноного комплекса получены притохи нефти и газоконденсс.а, а в неогеновом комплексе открыты полупромышленные залежи нефти и газа. В неогеновых отложениях имеются пласты песчаников с преобладающими^юровымн коллекторами - общая пористость 15-35%, проницаемость 0,001-0,1 мкм", для которых пласты глинистых пород служат покрышками. Эоцен-олигоцеиовые песчано-глинистые породы с трещинными коллекторами способны быть нефтегазопроизводяшими.

Наваринско-Георгиевская зона возможнее нефтегазонакопления включает шельфовые районы Наваринский и Св. Георгия (Steffy et al., 1985; Comer ei al., IVK7; sVlarlow et al., 1987). Между ними на выступе активизированного массива расположен район Св. Павла, подобный районам Северной области. С океанской стороны Южной Аляски зону продолжает нефтегазоносный бассейн залива Кука Западно-Американской провинции. В нем разрабатывается около 20 крупных нефтяных и газовых месторождений в палеогеновых и неогеновых прибрежно-морских отложениях. Перспективы зоны связываются с мощной, до 7-9 км, кайнозойской толщей прибрежно-морских отложений, лучше изученных я Наваринском районе. Эоцен-олигоценовый трансгрессивн -регрессивный песчано-глинистый комлек" содержит 1-2% органического углерода и рассматривается как нефтегазопроизводящий. Его коллекторы посредственны и ловушки углеводородов могут тяготеть к участкам выклинивания комплекса на склонах выступающих блоков основания и к их трещиноватым сводам. В миоценовом регрессивно-трансгрессивном комплексе более перспективна нижняя часть, сложенная баровыми песками с эффективной порис^, тостью 15-20% н проницаемостью 0,05-0,15 мкм". Перспективы верхнемелового-эоценового вулканогенно-терригенного комплекса мощностью до 2-3 км невысоки из-за п основном вторичной и трещинной пористости и обеднения органическим углеродом. Наряду с литологическими и стратиграфическими ловушками углеводородов, решающее значение погут иметь дизъюнктивные ловушки в узлах конседи-ментационных разломов над прогнутыми частями впадины. Над ними и установлены сейсмические аномалии VAMP's.

Хгй ырсхо-Уннмакская подзона нефтегазонакопления включает иаземио-шельфовые и склоновые районы Хатырский и Унимак. Со стороны океана подзону продолжают районы Кадьяк на склоне Алеутской островной дуги и Якатага п предгорье Кордильер. В последнем есть нефтяное месторождение в олигонен-миоп.еноиых глинистых отложениях.

ß Хатырском районе перспективы соотносятся с палеогеновыми и неогеновыми анандельтовыми и прибрежко-морскнмн отложениям.i мощностью от 1-1,5 до 3-5 км (Дертев, Смирной, 19X5; Бурлим к др., 1991). На побережье в неогеновом песчано-глинистом комплексе открыты полупромышленные нефтегазовые залежн. Из эоцен-олигоценового существенно глинистого комплекса, содержащего 0,6-1.2% органического углерода и способного быть нефтегаэопронзводящим, получены притоки га?а. Эоцен-олнгоценовые породы имеют открытую пористость 5-10% и проницаемость 0,000l-t),001 мкм", которые возрастают до 10-15% и 0.01-0,001 мкм" в . неогеновых. Ухудшение поровых коллекторов в нижнем комплексе несколько возмещается трещиноватостью пород, а мощные пачки неогеновых глинистых отложений могут служить ограниченными покрышками. Под ними следует ожидать диалогические, стратиграфические и дизъюнктивные ловушки на склонах локальных поднятии чехла в узлах конседиментацнонных разломов.

Окраннно-Алеутская подзо ia возможного нефтегазонакопления включает под-склоновые глубоководные районы Корякско-Алеутский. Аляскинско-Алёутский и Б jyjpcKO-Алеутский. Они ограничивают Центральноалеутскую зону возможного нефтегазонакопления глубоководной котловины. Эта зона разделена на два района: Западно-Алеутский, где в фундаменте предполагаются меловыс-эоценовые базальты второго "океанического" слоя, и Восточно-Алеутский, где под осадочный чехол могут выходить л палеозойско-н"Жнемезозойские метаосадочные комплексы промежуточного чехла докембрийского массива.

Высокие перспективы дна Алеутской глубоководной котловины следуют из значительной мощности в основном кайнозойских отложений подсклоновых прогибов - 7-9 км и более - и сводовой зоны - 3-5 км СГеодекян и др., 1985; Cooper et al., 1987; Левин, 1996). Неплохим является и высокий геотермический градиент в сводовой зоне - 58 С/км, достаточный для нефтеобразования уже на глубине 1-2 км, но предполагающий газообразование в нижних комплексах чехла. Содержание органического углерода в верхнемиоцен-четвертичном существенно диатомовом и турби-днтном комплексе 0,2-0,8%. В этом комплексе возможны сводовые и дизъюнктивные ловушки с газогидратными покрышками. Газогидраты проявлены боль'г чем 350 аномалиями VAMP's в сводовой зоне и аномалиями BSR на склоне и в подсклоновых прогибах (Кvenvolden, 19f'7; Гинсбург и др., 1988). Содержание газов в дон"" осадках над аномалиями возрастает, я совмещение аномалий с поднятиями фундамента может говорить о подтоке углеводородов по разломам из эоцен-миоценовых терригенных комплексов.

Перспективы подсклоновых районов подкрепляются их наземао-шельфовым аналогом - Хатырским районом. Однако увеличение мощности осадочных комплексов, их меньшая ' днслоцированность, наличие в верхнем комплексе регионального покрова диатомовых глин - все это улучшает перспективы подсклоновык районов по сравнению с шельфом. К тому же мелководно-морское происхождение нижней основной части осаЛочного чехла Алеутской котловины сглаживает в ., данном случае проблему генер&ши углеводородов в глубоководных условиях./■'.■■

Южная вошомсио нефтегазоносная область тоже состоит из четырех региональных зон возможного нефтегазонакопления: тыловой Командорско-Бауэрской, межгорной Цснтралыюкамчатской, передовой Восточно-Камчатской и присводо-эои Центральнокомандорско-Бауэрскон. Эти зоны последовательно относятся к зо-

Опенка и закономерности размещения ресурсов углсволородоп

Как видим, перспективы раНоноь провинции крайне различны, и количественная с енка ее геологических ресурсов дополнительно осложняется открытием ь ней пока только полупромышленных месторождении на побережье. Но ресурсы про-шншии связаны с дном моря, я потому оценивались с помошью внепрозинииалькьЕХ нефтегазоносных бассейнов-аналогов по сходству разреза и на базе зональных тек-тонопшов районов. Типовые бассейны-аналоги подбирались прежде всего исхода из прямых структурных связей с бассейнами Центральной и Южной Аляски. Кроне прямых, привлечены косвенные бассейны-аналоги азиатской (Японского моря) я североамериканской (Калифорнийского залива) частей Тихоокеанского пояса, а также тяготеющих к пояс.у Гудзоном и Мексиканского залквоя.

Но ни один из этих нефтегазоносных бассейнов, естественно, нг стал полным аналогом районов провинции, отличаясь элементами структуры, возраста и состава отложений не говоря уже о различиях широтных климатических зон биопродуци-ровання. Применение коэффициентов аналогии только внешне улучшает положение. Чтобы ослабить отличия, для каждого зонального тектонотипа районов провинции подобрано два бассейна-аналога - как правило, богатый и бедный. Их средние плошалпые плотности ресурсо- углеводородов и показатели соотношения нефти и газа приняты исходными подсчетными. То есть использовано сочетание метода апологий со статистическим, а сочетание методов оценки для глубоководных акваторий признается наиболее целесообразным (Григо^енко, Супруненхо. 19К8). Поэтому прогнозная оценка оесурсов провинции по существу вероятностная и весьма жесткая, а возможные отклонения реальных ресурсов ±50% от расчетных очерчивают максимальные и минимальные ресурсы углеводородов.

При отборе бассейков-зналогов в дополнение к общепринятым критериям учитывалось глобальное геодииамнческое положение мегабассеина. В сходном с Берии* юьь'м морем положении находится богатейший нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива - для него также показательно нахождение глубоководного моря в тылу изгиба глобального континентального деформационного пояса. В подобном, но более отличающемся геодинамическом положении находятся еще только Средиземное море и Персидский залив с уникальными ресурсами.

Во всех этих глобальных структурных узлах деформационный пояс пересекается широтными и долготными критическими, деформационными направлениями. Они контролируют климатическую зональность и четко проявляются в известных широтных поясах аномального биопродуцкроваикя. В результате высокая геодзша-мическая активность деформационного пояса еще более возрастает в у. юх, способствуя циклическому видоизменению и расцвету жизни и, как следствие, биофизической интенсификации биолродуцирозания (Голубев, 1992; Golubev, ¡995). Одновременная интенсификация осадконакопления выступает условием надежного захоронения органического веществ'-.

Скорее всего, за счет геодинамики и возникли крупнейшие г реалы х.'^Ягсгазо-образования, объединяющиеся в глобальный пояс нефтегазокакопяения (1ояу5еэ, ! 989). Менее активные подвижные пояса на сравнительно пассивных окраинах кон-гннентов стали дополнительными поясами нефтегазонакопления, часто более мае-

17

нам орогенных прогибов кайнозойских складчатых систем, которые окружают океанизированиые докембрннскне массивы, прикрытые синпозднеорогенньши отложениями.

. Командорско-Бауэрская зона возможного нефтегазонакопления содержит только Алеутско-Бауэрский подсклоновый район. В подобном структурном положении находится наземно-шельфовая Западно-Камчатская зона нефтегазонакопления Охото.морской провинции, представленная поблизости Шелнховским районом. В этой зоне открыты газоконденсатные месторождения в миоценовых отложениях.

Центральнокамчатская зона возможного нефтегазонакопления в Берннгово-морской провинции представлена Карагинско-Корфским наземно-шсльфовым районом. Его перспективные комплексы содержат эоцен-олигоценовые и неогеновые прнбрежно-ыорские отложения мощностью от 1-1,5 до 2-4 км. На побережье в них встречаются битумопроявления и сероводородные источник)!. 3oiieii-oniiroueiioui,ie вулканогенно-осадочные породы обогащены органическим углеродом - 0,2-1,0".. и могут быть нефтегазопроизводящими (Иванов, 1985). В этом комплексе имеются трещинные и порово-трещинные коллекторы, а в.неогеновом комплексе - трещнннц-поровые и поровыес общей пористостью 15-25% и проницаемостью 0.02-0.0К мкм". Мощные пачки неогеновых глинистых пород и практически непроницаемых песчаников способны быть ограниченными покрышками. Литологические, стратиграфические н дизъюнктивные ловушки могут формироваться на склонах локальных поднятий чехла над прогнутой частью впадины.

Восточно-Камчатская зона возможного нефтегазонакопления включает шель-фово-склоновые и подсклоновые районы Восточной Камчатки и Курило-Камчатского глубоководного желоба. В Беринговоморской провинции к этой зоне относится Олюторскнй шельфово-склоновый и Камчатско-Командорскии подсклоновый районы. Перспективы Олюторского района связываются с неогеновыми прибрежно-морскими отложениями мощностью от 1-1,5 до 2-3 км. На поберелН.е и них встречены битумопроявленмя, однако эти породы имеют плохие копекторы, проблематичны и надежные глинистые покрышки.

Камчатско-Командорский подсклоновый район отличается уже большей мощностью отложений - до 3-4 км, и в основном за счет эоцен-олигоценового комплекса. Его мелководность вселяет надежду на улучшение коллекторов и обогащение органическим углеродом. Подобные, но несколько худшие перспективы имеют осадочные бассейны Южно-Алеутсхой зоны возможного нефтегазонакопления, по сути относящиеся к Беринговоморской провинции. Эта зона подобна Восточно-Камчатской зоне и объединяет небольшие шельфово-склоновые- впадины океанского склона западной части Алеутской островной дуги и ее желоб. В пределах зоны в глубоководных скв. 182 и 186 из плиоцен-четвертичных турбидитов Ъыделялся метан и этан (Initial reports..., 1973).

Центральнокомандорско-Бауэрская зйна возможного нефтегазонакопления включает районы .центральных частей глубоководных котловин. Перспективы этой зоны низки из-за малой мощности (0,5-1,5 км) отложений, лежащих к тому же на эоцен-мноценовых базальтах второго "океанического" слоя. Впрочем, установление в Централыю-Бауэрск.рм районе аномалий VAMP's (Cooper et al., 19H7J и выделение газа в глубоководных скв. 189 и 191 из верхнемиоценооых днатомоных н турбидитных отложений несколько осветляет перспективы.

штабного из-за лучшей сохранности залежей. Тем самым геодинамическин кип троль биопродуцирования вкупе с климатическим контролем задаст масштаб нефте-газонакопления. Причем унаследованная циклическая активизация разнораиговых геодннамических зон и узлов делает высокую биопродуктивность отдельных мор ских бассейнов в настоящее время косвенным показателем повышенных перепек г т. нефтегазоности их осадочного разреза.

В^е эти глобальные предпосылки убеждают в высоком потенциале Бершк от. морской провинции. Она находится в геодинамнчески активном узле, но в относительно менее благоприятной для биопродуцирования и, по статистике, более мм носной широтной климатической зоне (Тамраэян. Овнатанов, 1982). К тому же киг биопродуктнвиый (рыболовный) регион Берингово море относится к богатейшим <• .мире. При этом Беринговоморская провинция расположена на одной широте и про тивоположной долготе с провинцией Северного моря, т.е. последняя в какой-то мер оказывается ее геодинамическим и в этом смысле нефтегеологнческим по бнопри дуктивностм аналогом. Долготным (на противоположной широте) и собственно антиподальным (на противоположной широте-и долготе) аналогами провинции предстают моря Росса и Уздделла - перспективнейшие осадочные бассейны Лн гарк тики (Иванов и др., 1993).

Значимость и ранг Берниговоморской пр шинции подтверждают прогнозные расчеты геологических ресурсов углеводородов. Они насчитывают 16 млрд. т на площа^ИЗЗО тыс. км^ при соотношении нефть/газ 55%/45%. Из них гю меньше^ мере одна треть приходи-. ;я на долю России. На шельфе шюшадью 4)() тыс. км" заключено 5,2 млрд. т, а в глубоководной части площадью 920тыс..км* 10.8 млрд. т. Средняя плотность ресурсов соответственно 12,7 н 11,8 тыс. т/км". Максимальной плотностью ресурсов - 18 тыс. т/км отличается тектонотип межгорных и передовых прогибов позднемезозонско-кайногойских складчатых систем.

Наиболее перспективны на крупные скопления углеводородов районы Цент ралыюй области. Ее ресурсы н:. площади 1060 тыс, км насчитывают 14,млрд. 1 (92% ресурсов провинции) при средней плотности 13,9 тыс. т/км и среднем соотношении нефть/газ 55%/45%. На шельфе особенно перспективны районы Наварин-схий и Св. Георгия (бассейны-аналоги запив Кука, СЦ)А и Скманто. Япония) с ресурсами 1190 и 860 млн. т при плотности 18 тыс. т/км и соотношении нефгь/га! 60%/40%. Такой же плотностью ресурсов и соотношением нефть/газ 70%/30% выделяются подсклоновые районы Алйутской глубоководной котловины: Корякско-Алгутский, Аляскинско-Алеутский н Бауэрско-Алеутский С ресурсами соответственно 820. 330 и 830 млн. т.

Другие шельфовые районьО Анадырский, Бристольский (бассейны-аналоги Исикари и Сендай, Япония) и Хатырский, Уннмак (бассейны-аналоги Сент-Элиас и Северо-Калифорнийсхий, США) имеют несколько меньшую плотность ресурсов углеводородов - 13 тыг. т/хм . Однако ия ресурсы значительны: 790, 980 и 380. -280 млн. т соответственно при соотношении нефть/гдэ 60%/40%. Еше большими ресурсами при такой же плотности обладают Западно-АлеутскнЯ п Восточно-Алеутски и районы центральной части глубоководной котлоойпы: 3630 и 4620 млн. т при соотношении нефть/газ 50%/50%. Их типовыми бассейиамн-аналогами приняты Мексиканский и Гудзонов зализы, США. В Центральной области можно рассчитывать на средня? и крупные преимущественно газовые месторождения в неогеноны.х

отложениях и преимущественно нефтяные и ппоконденсатнме - а эоцен-

илигоценовых.

Значительно менее перспективны районы Северной области (бассейн-аналог Юкон-Флетс-Кандик, США). Ресурсы углеводородов этой шельфовон областц площадью Ж) тыс. км" насчитывают 610 млн. т при средней плотности 7,3 тыс. т/км" и среднем соотношении нефть/газ 65'/У35%. Самым обещающим районом является впадина Нортон - 210 млн. т углеводородов при плотности К тыс. т/км и соотношении нефть/газ 70%/30%. В области можно надеяться на средние и мелкие нефтегазовые месторождения.

Ресурсы Южной области площадью 190 тыс. км оцениваются по существу еще ниже - 720 млн. т углеводородов при средней плотности 3,К тыс. т/км и среднем соотношении нефть/газ 35%/65%. Ухудшение перспектив следует из меньших структур осадочного чехла, его сокращенной (до 1-1.5 км) мощности, существенно вулканогенного состава его комплексов, их суженного стратиграфического диапазона (главным образом, верхний миоиен) и глубоководности отложений большей части Области. Отрицательно сказывается на перспективах и сеисмо-вулканическая активность области, разрушающая нефтегазовые залежи. Относительно перспективен Ка-рлгинско-Корфский шельфовый район (бассейны-аналоги Акита и Рюкю, Япония)

- Ж) млн. т углеводородов при плотности Я тыс. т/км" и соотношении нефть/газ 60Ги/4()%. Такие же показатели имеют Камчатско-Комаидорский и Алеутско-Баучрский подсклоновые районы (бассейны-аналоги Какго и Курильский, Япония)

- соответственно 60 и КО млн. т. В них можно ожидать мелкие нефтегазовые месторождения..

Существенно нефтеносными в провинции выступают эоцен-олигоценовый и нижнемн^ценовыи терригенные комплексы. Верхнемиоцен-плиоценовый комплекс уже существенно газоносен. Некоторыми -перспективами обладает глубокопогру-женныи перхнемеловой комплекс Центральной области, остающийся ее малым (0-5% ресурсов) резервом. Сама потенциальная нефтегазоносность комплексов исходно обусловлена кайнозойским подциклом глобального биопродуцирования и не^тега-чонаколлення (Максимов, 1977; Неручев. 19Я6). Он же стимулирован позднеоро-гениой стадией альпийского геодинамического цикла и начальной стадией неотех-гонического. Наряду с этим нефтегазовый потенциал двух верхних осадочных комплексов может контролироваться эоценовым и миоценовым климатическими оп-тнмумами, которые также суимулировали биопродуцирование.

Наиболее благоприятными для залежей углеводородов, прежде осего нефти, нужно считать приосевые части осадочных бассейнов в узлах их пересечений поперечными и диагональными разломами. И такую, хотя и-не осознанную, связь демонстрирует .прямой бассейн-аналог самых перспективных районов провинции -впадина залива Кука (Fisher et ai„ 1987). Более общим основанием служит намеченная связь крупнейших месторождений нефти и газа с узлами сети планетарной тре-щииоватости (Голубев, 1994; Golubev, 1994). Эта связь подтверждается приуроченностью крупнейших нефтегазоносных осадочных бассейнов к рифтам и их узлам I Чанн. Соколов, 1993), а самих месторождений - к узлам разломов (Гавриш, i 978).

Такая связь в первую очередь может быть обусловлена" интенсификацией био-иродуцировання и последующего нефтегазеобразования в геодинамически активных р.|ион.1\ земной поверхности. Региональная активизация звеньев и узлов глобальных

разломных зон в приразломных осадочных бассейнах индивидуализирует время становления залежей нефти и газа. Эпохи глобальной геодинамнческой активизации сопровождаются эпохами биологических перестроек и нефтегазообразования, и последнее предельно усиливается в глобальном поясе нефтегазонакопления.

Локальная активность узлов разломов формирует сводовые поднятия осадочного чехла, растущие одновременно с осадконакоплением. Таким образом закладываются все основные типы ловушек углеводородов: структурные, литологические, стратиграфические и дизъюнктивные. Сама трешиноватость локальных структур чехла создает пути миграции углеводородов и резервуары для нефти и газа, улучшая нередко посредственные коллехторские свойства пород. Особенно легкие пути движения для выжимаемой геостатнческой нагрузкой рассеянной нефти прокладывают листрическне разломы, обрамляющие локальные структуры и дренирующие практически весь породный бассейн. Поэтому умеренно повышенная сейсмическая активность осадочного бассейна является еще одной геодинамической предпосылкой накопления крупных залежей углеводородов.

Столь всесторонняя связь нефтегазовых скоплений с узлами конседиментаци-онных разломов выступаем генетической, и должна стать непременным нефтепо-исковым критерием для осадочных бассейнов всех типов. Для Берннгопоморского региона это важно еще по тому, что его нефтегазовый потенциал выводит его и ряд первостепенных объектов нефтепоисковых работ. Это же придает Беринговому морю роль крупного нефтегазопромыслового региона XXI века.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате комплексных исследований удалось дифференцированно оценить нефтегазовый потенциал Беринговоморского региона, придав ему статус нефтегазоносной провинции. Она включает кайнозойский осадочный мегабассенн окраин-но-континентального происхождения, который сложился на орогенных стадиях развития геосинклинальных систем и смежных жестких массивов. Эоцен-олнгоценовый и миоценовый терригенные комплексы являются потенциально нефтегазоносными. Геодинамическая активность переходной зоны континент-океан обусловила мощное биопродуцирование и осадконакопление, став предпосылкой весомых ресурсов провинции - 16 млрд. т углеводородов. Но эта же активность захоронила две трети ресурсов в Алеутской глубоководной котловине, которая оказалась богатейшей частью провинции. Ведущим поисковым признаком нефтегазовых залежей выступает их приуроченность к узлам конседиментационных разломов.

Окраинно-континентальное происхождение Беринговоморского звена переходной зоны установлено по комплексу геолого-геофизических данных. Само образование Зоны и глубоководного моря связано с унаследованным заложением и циклическим развитием в'течение альпийского цикла геосинклинальных областей. Они состоят из лозднемезозойско-кайнозойских и кайнозойских систем, которые вместе с одноЕОЗрастными вулканогенными поясами разделили докембрийские массивы. Последние превратились в разновозрастные глубоководные котловины моря н позднем миоцене н плиоцене по окончании альпийского цикла и воздыманни горноскладчатых систем. Все эти геоструктуры заполняют шовную зону между коши-нентальными и океанической плитами.

Основные публикации

1. Голубев В.М., Устинов Н.В. Строение осадочного чехла и фундамента Бернн-I она моря // Литология и палеогеография Баренцева и Карского морей. Л/, изд. 11ППГА. 1981. C.I27-I44."

2. Голубев В.М. Геодцнамические и космофнзические предпосылки глобальною нсфтегазообразевания //Советская геология. 1989. N 10.С.16-23.

3. Голубе» В., Зорина Ю.. Родннкова Р.. Семенов А., Устинов Н., Шипилое Э. Нефтегазоносность Тихого океана//Геология и минеральные ресурсы Мирового океана. М.-Варшава. 1990. C.425-46I.

4. Голубев В.М. Основы обшей космодинамики геосферы.и биосферы // Отечественная геология. 1992. N 9. С.79-94.

5. Golubev V.M. The structure and evolutionary history of »he Bering Sea region // 29th International Geological Congress. Abs. V.l. Kyoto. Japair. 1992. P.I 14.

6. Голубев В.М. Перспективы нефтегазоносности дна Берннгова моря // Геология нефти и газа. 1993. N 3. С.2-К.

7. Голубев В.М. Основные черты строения Беринговоморского осадочного ме-габассейна//Бюл. МОИП. Отд. геол. 1994. N 1.С.12-27.

8. Голубев В.М. Геодинамика и история развития Беринговоморского региона II Бюл. МОЙП. Отд. геол. 1994. N 2. С.37-51.

10. Голубев В.М. Строение и происхождение планетарной трещиноватости земной коры//Изв. ВУЗои. Геология и разведка. 1994. N 2. С.3-11.

11. Голубев В.М. Конспект теории развития Земли и человека // Тихоокеанская геология. 1994. N 2. С.К2*94.

12. Грубев В.М. Геология дна, геодинамика и нефтегазоносность Беринговоморского региона. СПб.: Недра. '994. 125 с.

13. Golubev V.M. Tectonics and oil-and-gas potential of the Bering Sea bottom // 1992 Proceedings International Conference on Arctic margins. Anchorage, USA. 1994. P.381-386. .

14. Golubev V.M. The structure and formation history of the Bering Sea sedimentary megabasin // 14th International Sedimentological Congress. Abs. Recife, Brazil. 1994. P.G-3X.

15. Golubev V.M. Geodynarnics and paleotectonics of the Bering Sea region // International Conference on Arctic margins. Abs. Magadan, Russia. 1994. P.41.

16. Golubev V.M. Global extinctions and the biological evolution // Palaeobotanist. 1995. V.44. P.l-8.

17. Голубев В.М. Строение и потенциал Беринговоморской нефтегазоносной провинции // Международная конференция "Нефтегазоносные бассейны Западно-Тихоокеанского региона и сопредельных платформ: Сравнительная геология, ресурсы и перспективы освоения". Тез. докл. СПб: изд. ВНИГРИ, 1996. C.7S.

18. Голубев В.М. Берннговоморская модель эволюции Восточно-Азиатской пе- . ре\одной зоны. Тез. докл. на 30-м Международном геологическом конгрессе// Отечественная геология. 1996. N 5. С.48.

Рис. 4. Схема строения фундамента Беринговоморского региона.

1 — изобаты, м; 2 — изоглубины фундамента осадочного чехла, км; а — установленные, б — предполагаемые; 3 — границы структурно-вещественных комплексов фундамента, выходящего на поверхность суши; 4 — складчатые комплексы геосинклинальных систем: а — палеозойско-раннемезозойские, б — позднемезозойско-кайнозойские, в — кайнозойские; 5 — метаморфизованные палеозойско-раннемезозойские и позднемезозойскпе комплексы промежуточного чехла срединного массива; 6 — кристаллические докембрийские комплексы основания срединного массива; 7 — эффузивы вулканогенных поясов: а — позднемезозойско-кайнозойские, б — кайнозойские; 8 — оси структур, выходящих на поверхность и под маломощной (до 1 км) осадочный чехол: а — антиклинории, б — синкли-нории; 9 — обозначения структур.

Структуры фундамента. Беринговоморский регион, антиклинорные и горст-антикли-норные зоны (цифры в кружках): 1 — Мургальская, 2 — Таловско-Майнская, 3 — Ваежская, 4 — Золотогорская, 5 — Тамватнейская, 6 — Хатырская, 7 — Западно-Наваринская, 8 — Восточно-Наваринская, 9 — Прибыловская, 10 — Гарден, 11 — Тал-китна, 12 — Селдовия, 13 — Валдиз, 14 — Бартлетт, 15 — Тигильско-Малкинская, 16 — Срединно-Камчатская, 17 — Лесновская, 18 — Вывникская, 19 — Ватынская, 20 — Восточно-Камчатская, 21 — Озерновско-Карагинская, 22 — Пылгинская, 23 — Кроноцко-Камчатская, 24 — Олюторская, 25 — Ширшовская, 26 — Бауэрская, 27 — Командорская, 28 — Крысья, 29 — Андриановская, 30 — Лисья; синклинорные зоны: 31 — Пенжннская, 32 — Алтайская, 33 — Великореченская, 34 — Алькатваамская, 35 — Опухско-Пекульнейская, 36 — Аляскинская, 37 — Матануска, 38 — Чугач, 39 — Якатага, 40 — Паланская, 41 — Пусторецкая, 42 — Укэлаятская, 43 — Центрально-камчатская, 44 — Литкинская, 45 — Лагунная, 46 — Пахачинская; Северо-Тихоокеанский регион, вулканогенно-глыбовые поднятия: 47 — Зенкевича, 48 — Обручева, 49 — Алеутское;

50 — Детройт, 51 — Паркер, 52 — Паттон.

Рис. 1. Схема рельефа дна Берингова моря.

Линией показаны изобаты, м.

Рис. 13. Схема перспектив нефтегазоносиости Беринговоморского региона.

/ — изобаты, м; 2 — границы нефтегеологических структур: а — провинции, 6 — областей, в — районов; 3 — площади главных потенциально нефтегазоносных осадочных комплексов: а — неогенового, 6 — палеоген-неогенового; 4 — площадная удельная плотность прогнозных ресурсов углеводородов, тыс. т/км2: а — бесперспективные земли, б — до 5, в — 5—10, г — 10—15, д — 15—20; 5 — обозначения нефтегеологических структур: а —

областей, б — районов.

Нефтегазоносные (обозначены) и возможно нефтегазоносные структуры. Беринговояор-ская нефтегазоносная провинция (цифры в кружках): А — Северная область, районы: 1 — Нортон, 2 — Лаврентьевский, 3 — Кускоквим; Б — Центральная нефтегазоносная область, районы: 4 — Анадырский нефтегазоносный, 5 — Бристольский, 6 — Нава-ринский, 7 — Св. Павла, 8 — Св. Георгия, 9 — Хатырский нефтегазоносный, 10 — Унимак, 11 — Корякско-Алеутский, 12 — Аляскинско-Алеутский, 13 — Бауэрско-Алеутский, 14 — Западно-Алеутский, 15 — Восточно-Алеутский; В — Южная область, районы: 16 — Карагинско-Корфский, 17 — Олюторский, 18 — Камчатско-Командорский, 19 — Алеутско-Бауэрский, 20 — Центральнокомандорский, 21 — Центральнобауэрский; сопредельные провинции, районы: 22 — Хоуп, 23 — Шелиховский, 24 — Восточно-Камчатская группа, 25 — Кука нефтегазоносный, 26 — Кадьяк, 27 — Курило-Камчатская группа, 28 — Алеутская группа

Рис. 3. Схема строения осадочного чехла Берииговоморского региона.

/ — изобаты, м; 2 — изопахиты чехла, км: а — установленные, б — предполагаемые;

3 — границы чехла (совмещенные с изопахитами): а — позднемиоцен-четвертичного, б — миоцен-четвертичного, в — эоцен-четвертичного, г — позднемелового—четвертичного;

4 — границы структур чехла: а — совмещенные с изопахитами, б — самостоятельные;

5 — обозначения структур чехла; 6 — расположение геолого-геофизических разрезов

см. на рис. 5.

Заказ 1086

Структуры чехла. Беринговоморский регион, шельфовые и склоновые впадины (цифры в кружках): 1 — Нортон, 2 — Лаврентьевская, 3 — Кускоквим, 4 — Анадырская, 5 — Бристольская, 6 — Наваринская, 7 — Св. Павла, 8 — Св. Георгия, 9 — Хатырская, 10 — Унимак, II — Карагинско-Корфская, 12 — Олюторская; подсклоновые прогибы глубоководных котловин: 13 — Корякско-Алеутский, 14 — Аляскинско-Алеутский, 15 — Бауэрско-Алеутский, 16 — Камчатско-Командорская группа, 17 — Алеутско-Бауэрскнй; сводовые зоны глубоководных котловин: 18, 19 — Центральноалеутская: 18 — Западная, 19 — Восточная часть, 20 — Центральнокомандорская, 21 — Центр.альнобауэрская; сопредельные регионы, шельфовые и склоновые впадины: 22 — Хоуп, 23 — Западно-Камчатская группа, 24 — Восточно-Камчатская группа, 25 — Кука, 26 — Кадьяк; подсклоновые прогибы океанических котловин: 27 — Курило-Камчатскнй, 28 — Алеутский.