УДК:
DOI:

Модели геологического строения, сейсмостратиграфия и тектоника осадочных бассейнов Карского моря

Geologic structure models, seismic stratigraphy and tectonics of the sedimentary basins of the Kara sea

V.A. Kontorovich, D.V. Ayunova, S.M. Ibragimova, A.Yu. Kalinin,
L.M. Kalinina, M.V. Soloviev
Institute of Oil and Gas Geology and Geophysics named after A.A. Trofimuk Siberian Branch
of the Russian Academy of Sciences (INGG SB RAS)
Novosibirsk, 630090, Russian Federation

В работе с использованием сейсмических материалов, данных бурения и опорных геологических разрезов по островам построены модели геологического строения, структурные и тектонические карты осадочных комплексов на шельфе Карского моря.

В акватории Карского моря выделено два осадочных бассейна, разделенных Северо-Сибирским порогом. Южная часть Карского моря в тектоническом плане охватывает Южно-Карскую региональную депрессию, которая является северным окончанием Западно-Сибирской геосинеклизы. В нефтегазоносном отношении эта часть акватории выделена в составе Южно-Карской нефтегазоносной области, в которой наибольший интерес в отношении газоносности представляет апт-альб-сеноманский комплекс пород, в отношении жидких углеводородов – неокомские и юрские отложения.

Северная часть Карского моря представляет собой самостоятельную Северо-Карскую провинцию, на большей части которой перспективы нефтегазоносности связаны с палеозойскими отложениями; на северо-западе Карского моря, где верхняя часть осадочного чехла сложена мощной толщей мезозойских отложений, интерес в отношении нефтегазоносности представляют триас-юрские отложения.

Models of geological structure, structural and tectonic maps of sedimentary complexes on the Kara Sea shelf were built using seismic materials, drilling data and reference geological sections on the islands.
Two sedimentary basins separated by the North Siberian sill are identified in the Kara Sea. The southern part of the Kara Sea tectonically covers the South Kara regional depression, which is the northern end of the West Siberian geosyneclise. In terms of oil and gas content, this part of the water area is identified as part of the South Kara oil and gas area, where the Aptian-Albian-Cenomanian complex of rocks is of the greatest interest in terms of gas content, and the Neocomian and Jurassic sediments are of the greatest interest in terms of liquid hydrocarbons.
The northern part of the Kara Sea is an independent North Kara province, in most of which oil and gas prospects are associated with Paleozoic sediments; in the northwest of the Kara Sea, where the upper part of the sedimentary cover is formed by a thick layer of Mesozoic sediments, Triassic-Jurassic sediments are of interest in terms of oil and gas content.

ВВЕДЕНИЕ
По оценкам экспертов – геологов, специалистов нефтяной и газовой промышленности и экономистов уже во второй половине XXI века главные центры добычи углеводородов в России переместятся на шельфы арктических морей, где начальные ресурсы нефти, газа и конденсата составляют порядка 140 млрд т.
В связи с этим в настоящее время одной из приоритетных задач, стоящих перед геологами, геофизиками и нефтяниками, является изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности Арктических регионов России, в первую очередь, шельфов северных морей, ресурсный потенциал которых должен обеспечить энергетическую безопасность страны во второй половине ХХI века.
Согласно выполненной в ИНГГ СО РАН количественной оценке, одной из наиболее перспективных акваторий шельфа Российской Арктики является Карское море, на долю которого приходится порядка 25 % всех ресурсов углеводородов северных морей.
Изученность южной и северной частей Карского моря отличается принципиально. В настоящее время на шельфе Карского моря отработана сеть региональных сейсмических профилей МОГТ (рис. 1), в южной части акватории выполнены сейсморазведочные работы 2D и 3D и пробурена серия глубоких скважин.
В южной части Карского моря во времена СССР были открыты Ленинградское и Русановское месторождения. Результаты детальных поисковых работ, выполненных в ХХI веке, принесли впечатляющие результаты и привели к открытию еще 7 нефтегазовых месторождений, основные запасы которых локализованы в меловых, в первую очередь, в апт-альбских отложения. Непосредственно в акватории открыты месторождения Победа (2014г.), Маршала Жукова (2020 г.), Маршала Рокоссовского (2020г.), им. В.А. Динкова (2019 г.), 75 лет Победы (2020г.) и Нярмейское (2019 г.); Северо-Обское месторождение (2018 г.), контролируемое Южно-Преображенским поднятием, расположено в Обской губе (см. рис. 1).
Все месторождения являются многопластовыми; залежи углеводородов контролируются антиклинальными ловушками.
Настоящая работа посвящена построению моделей геологического строения и согласованных структурно-тектонических карт и схем осадочных бассейнов и комплексов на шельфе Карского моря. При реализации были использованы материалы сейсморазведки и глубокого бурения, а также геологические данные по островам и архипелагам.

РЕГИОНАЛЬНАЯ СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА, МОДЕЛИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ
В акватории Карского моря выделяется два самостоятельных осадочных бассейна, характеризующихся различными условиями формирования, особенностями геологического строения и перспективами нефтегазоносности осадочных комплексов [1–4].
Южная, расположенная к югу от архипелага Новая Земля, часть акватории выделена в составе Южно-Карской региональной депрессии, которая является северным окончанием Западно-Сибирского осадочного бассейна. В нефтегазоносном отношении эта часть акватории выделена в составе Южно-Карской нефтегазоносной области (НГО), входящей в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции [3–6].
Северная часть Карского моря представляет собой самостоятельную Северо-Карскую перспективную нефтегазоносную провинцию (ПНГП). Учитывая, что эта часть акватории не изучена глубоким бурением, модель геологического строения этого бассейна может базироваться только на геофизических материалах и геологических данных по островам и архипелагам [2–4].
Южно-Карский и Северо-Карский осадочные бассейны разделены Северо-Сибирским порогом, который представляет собой крупный, контрастный эрозионно-тектонический выступ архейско-протерозойского фундамента (рис. 2).
Южно-Карский суббассейн является северным окончанием Западно-Сибирского осадочного бассейна и строение этой части акватории аналогично строению расположенных на крайнем севере Западной Сибири Ямальской и Гыданской нефтегазоносных областей.


На севере Западной Сибири в разрезе мезозойско-кайнозойских отложений выделено 5 сейсмогеологических мегакомплексов: триас-юрский, неокомский (берриас-нижнеаптский), апт-альб-сеноманский, турон-маастрихтский и кайнозойский. Все мезозойско-кайнозойские осадочные мегакомплексы контролируются в кровле регионально развитыми морскими глинистыми пачками – мегарегиональными флюидоупорами, которые характеризуются аномально низкими акустическими характеристиками и к ним приурочены наиболее энергетически выраженные отражающие сейсмические горизонты. Анализ региональных временных сейсмических разрезов и данных глубокого бурения позволяет сделать вывод о том, что мезозойско-кайнозойские отложения в континентальной части севера Западной Сибири и в южной части Карского моря имеют аналогичное строение, и все выделенные на континенте сейсмокомплексы надежно прослеживаются и в акватории [3–6].
В качестве примера на рис. 3 приведен временной разрез по региональному профилю, пересекающему п-в Ямал и южную часть Карского моря, протяженность которого составляет 890 км. Профиль пересекает Татариновское и Западно-Маточкинское поднятия, расположенные в Карском море, Крузенштернское месторождение, которое находится на границе «море-континент», а также Бованенковское, Среднеямальское и Новопортовское месторождения, расположенные на п-ве Ямал.
Характер волновых полей на временном разрезе однозначно подтверждает вывод о том, что все осадочные сейсмогеологические мегакомплексы, получившие развитие на севере Западной Сибири, продолжаются в южную часть акватории Карского моря и получили развитие в Южно-Карской НГО. Эти выводы подтверждены и результатами глубокого бурения.
Мезозойско-кайнозойский осадочный чехол залегает на палеозойском основании. На большей части Западной Сибири палеозойские отложения претерпели процессы герцинской складчатости и раннетриасового рифтогенеза. В этих регионах дислоцированные и метаморфизованные палеозойские породы выполняют роль фундамента, который отображается в волновых сейсмических полях слабоамплитудным хаотическим рисунком сейсмической записи. На востоке Западно-Сибирского бассейна, на полуострове Гыданский и в Енисей-Хатангском региональном прогибе под мезозойско-кайнозойскими отложениями залегают слабодислоцированные неопротерозойско-палеозойские платформенные отложения, аналогичные комплексам Сибирской платформы [6]. В этих регионах на временных разрезах ниже приуроченного к кровле палеозоя горизонта А выделяется серия энергетически-выраженных отражающих горизонтов, подчеркивающих слоистый характер толщи.
Анализ сейсмических материалов позволяет отметить, что в южной части Карского моря палеозой также представлен слабодислоцированными платформенными отложениями (рис. 4).
В осевых, наиболее погруженных частях Южно-Карского бассейна максимальная мощность платформенных отложений (осадочного чехла) достигает 15000 м, в том числе палеозойских отложений – 6000 м, мезозойских – 9000 м.
Нефтегазоносность. В нефтегазоносном отношении южная часть Карского моря выделена в составе Южно-Карской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В этой части акватории наибольший интерес в отношении газоносности представляет апт-альб-сеноманский комплекс пород, в отношении жидких углеводородов – неокомские и юрские отложения [5].
Нефтегазоносность Южно-Карской НГО доказана открытием 9 месторождений. Ленинградское и Русановское месторождения открыты в Советские годы; месторождения Победа, Маршала Жукова, Маршала Рокосовского, им. В.А. Динкова, 75 лет Победы, Нярмейское и Северо-Обское – во втором десятилетии XXI века в 2014–2020 гг.
Все открытые месторождения связаны с антиклинальными структурами и являются многопластовыми.
Северо-Карский бассейн бурением не изучен и выделен в качестве Северо-Карской перспективной нефтегазоносной провинции. На большей части Северо-Карского бассейна на временных разрезах четко фиксируется эрозионная поверхность, разделяющая два структурных яруса [3, 4, 7, 8]. Нижний ярус слагает мощная, более
10 км толща палеозойских платформенных отложений, верхний – маломощные мезозойские осадки (рис. 5).

Палеозойский возраст основной части стратиграфического разреза, слагающего нижний структурный этаж в северной части Карского моря, подтверждается и результатами стратиграфического бурения, выполненного в 2020 г. специалистами ПАО «Роснефть» и АО «Росгеология» [9].
Анализ сейсмических материалов позволяет выделить в палеозойской части разреза Северо-Карского бассейна 4–5 согласно залегающих сейсмогеологических комплексов, контролируемых энергетически-выраженными отражающими горизонтами.
Сводные разрезы палеозоя на архипелагах Новая Земля и Северная Земля и п-ве Таймыр включают полную последовательность палеозойских отложений от кембрия до перми, мощность этой толщи составляет порядка 10–12 км. Учитывая, что в наиболее погруженных частях Северо-Карского бассейна оцененная по сейсмическим данным мощность палеозойских осадков достигает 13000 м, можно полагать, что в этих зонах получил развитие полный разрез палеозоя. В этом случае базальный сейсмокомплекс может быть условно датирован кембрием, а перекрывающие его сейсмокомплексы, соответственно, ордовиком-силуром, девоном-карбоном и пермью.
Анализ временных сейсмических разрезов позволяет сделать вывод о том, что в центральной части бассейна под эрозионную поверхность, перекрытую мезозоем, выходят наиболее молодые пермские отложения, а по направлению к бортовым частям возраст выходящих под эрозионную поверхность пород последовательно возрастает, вероятно, от ордовика до перми. Базальный комплекс, сложенный предположительно кембрийскими отложениями, развит только в контрастных депрессионных зонах, под эрозионную поверхность не выходит, а выклинивается на выступы фундамента (см. рис. 5).
На северо-западе Северо-Карский бассейн граничит с Баренцевоморским бассейном, в котором нефтегазоносность связана с триас-юрскими отложениями (Штокмановское, Муромцевское и др. месторождения). Сопоставление сейсмических материалов по Северо-Карской и Баренцевоморской провинциям позволяет сделать вывод о том, что северо-западная часть Карского моря является продолжением Баренцевоморского осадочного бассейна. В этой зоне на временных разрезах выделяется серия палеозойских, триасовых, юрских и меловых осадочных сейсмокомплексов, которые хорошо согласуются с Баренцевоморским разрезом (см. рис. 5). В южном и юго-восточном направлениях мезозойские сейсмогеологические комплексы регионально воздымаются, мощности их резко сокращаются, и они выклиниваются на эрозионную поверхность кровли палеозоя.
Перспективы нефтегазоносности. Анализ геолого-геофизических материалов по Северо-Карской ПНГО позволяет сделать вывод о том, что с сейсмостратиграфических и структурно-тектонических позиций этот регион также является одним из наиболее перспективных на шельфе Российской Арктики. В этом бассейне:
• получил развитие мощный, до 14000 м, осадочный чехол;
• в структурных планах различных стратиграфических уровней выделяются крупные депрессии и поднятия, которые могут ассоциироваться с зонами нефтегазообразования и нефтегазонакопления;
• в различных осадочных комплексах от кембрия до перми включительно выделяются антиклинальные, структурно-тектонические, структурно-стратиграфические, структурно-литологические и тектонически-экранированные ловушки – потенциальные нефтегазоперспективные объекты [3, 4, 7, 8];
• на северо-западе Карского моря верхняя часть осадочного чехла сложена мощной до 5 км толщей мезозойских отложений, и в этой части акватории по аналогии с Баренцевоморской провинцией интерес в отношении нефтегазоносности представляют триас-юрские отложения.

СТРУКТУРНО-ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Структурные карты по кровлям различных осадочных комплексов являются основой при оценке перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов. В практике нефтепоисковых работ также традиционно используются специализированные тектонические карты, которые представляют собой генерализованные структурные поверхности, на которых выделяются положительные, отрицательные и промежуточные структуры различных порядков. Структурные и тектонические карты имеют важнейшее значение при нефтегазогеологическом районировании осадочных бассейнов. При этом крупные положительные и отрицательные структуры 0 и I порядков отвечают, соответственно, зонам нефтегазонакопления и нефтегазообразования; относительно небольшие по размерам поднятия III-IV порядков выделяются в качестве антиклинальных нефтегазоперспективных объектов.
Учитывая, что на шельфе Карского моря получили развития два обособленных осадочных бассейна, перспективы нефтегазоносности которых связаны с разными осадочными комплексами, бассейны всегда рассматривались раздельно. Совместная комплексная интерпретация геолого-геофизических материалов по шельфу Карского моря никогда не проводилась.
Остановимся кратко на структурно-тектоническом строении Южно-Карского суббассейна и Северо-Карского бассейна.
Южно-Карский суббассейн. Выше было отмечено, что южная часть Карского моря является северным окончанием Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и перспективы нефтегазоносности этой части акватории связаны с мезозойскими, в первую очередь, меловыми отложениями.
В рамках исследований, выполненных в ИНГГ СО РАН, были проанализированы геолого-геофизические материалы по континентальной окраине Западной Сибири и южной части Карского моря, построены структурные карты по серии мезозойских стратиграфических уровней, карты изопахит сейсмокомплексов и тектонические карты по кровлям юрского, неокомского и апт-альб-сеноманского нефтегазоносных осадочных комплексов.
В тектоническом плане южная часть Карского моря и прилегающие территории полуостровов Ямал и Гыданский охватывают Южно-Карскую мегасинеклизу, северную часть Антипаютинско-Тадебеяхинской мегасинеклизы, разделяющую их Ямало-Гыданскую мегаседловину, и расположенные по обрамлению этих структур мегамоноклинали (рис. 6). В рельефах различных сейсмогеологических реперов границы Южно-Карской мегасинеклизы выделены по замкнутым оконтуривающим изогипсам. В рельефе кровли юры Ямало-Карская мегасинеклиза ограничена на отметке -3600 м, в структурном плане кровли неокома на отметке -2600 м, в рельефе кровли сеномана на абсолютной глубине 1100 м. От нижних горизонтов к верхним площадь Южно-Карской мегасинеклизы увеличивается – депрессия постепенно расширяется в северо-восточном и южном направлениях.
Площадь Южно-Карской мегасинеклизы в рельефе кровли юры составляет 83130 км2, в структурных планах кровли неокома и сеномана, соответственно 157100 и 180740 км2. Антипаютинско-Тадебеяхинская мегасинеклиза в пределах исследуемой территории, напротив, уменьшается в размерах от нижних горизонтов к верхним и постепенно смещается в южном направлении, вглубь Западно-Сибирского бассейна.
В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции базовым для построения тектонических карт традиционно является отражающий горизонт Б, приуроченный к кровле юры. Остановимся на тектоническом строении рассматриваемого региона в рельефе этого стратиграфического уровня (см. рис. 6).


В континентальной части рассматриваемой территории в географическом плане, охватывающей п-ва Ямал и Гыданский, выделяются Ямало-Гыданская мегаседловина и северная часть Антипаютинско-Тадебеяхинской мегасинеклизы. На этой территории наиболее крупной замкнутой положительной структурой является Нурминский мегавал, расположенный в западной части Ямало-Гыданской мегаседловины.
В рельефе кровли юры Нурминский мегавал вытянут в северном направлении и осложнен Бованенковским куполовидным мезоподнятием и Арктическим валом. Мегавал оконтурен на отметке -2950 м, имеет площадь 4375 км2 и амплитуду 595 м.
Бованенковское мезоподнятие, в пределах которого находятся Бованенковское, Южно-Крузенштернское, Крузенштернское и Восточно-Бованенковское локальные поднятия, в рельефе кровли юры имеет площадь 2385 км2 и амплитуду 545 м. Расположенный в южной части мегавала Арктический вал локальными поднятиями не осложнен, имеет площадь 1195 км2 и амплитуду 455 м.
К северу и югу от Нурминского мегавала в рельефе кровли юры расположены Харасавейское и Арктическое куполовидные поднятия.
К северо-востоку от мегавала в центральной и западной частях Ямало-Гыданской мегаседловины выделяется серия относительно крупных положительных структур, с которыми связаны залежи углеводородов. В рельефе кровли юры в центральной части мегаседловины расположены Северо-Тамбейский мезовал и Южно-Тамбейское куполовидное мезоподнятие. Северо-Тамбейский мезовал вытянут в северо-восточном направлении и осложнен Западно-Тамбейским и Северо-Тамбейским куполовидными поднятиями. Структура ограничена на абсолютной отметке -3500 м, имеет площадь 3515 км2 и амплитуду 237 м. Южно-Тамбейское поднятие, контролируемое изолинией -3500 м, имеет изометричную форму, площадь структуры составляет 2539 км2, амплитуда – 223 м.
Севернее этих структур выделяется вытянутый в северо-восточном направлении Верхнетамбейский мезопрогиб, к северу от которого находится Малыгинский вал. В рельефе горизонта Б вал вытянут в северо-восточном направлении, контролируется изолинией -3530м, имеет площадь 1450 км2 и амплитуду 142 м.
К юго-востоку от группы Тамбейских структур расположено Пэкседское куполовидное поднятие, имеющее площадь 1331 км2 при амплитуде 95 м.
К северо-востоку от Тамбейских поднятий находятся Штормовое и Северо-Гыданское поднятия. Северо-Гыданское мезоподнятие, Штормовое куполовидное поднятие, а также расположенные к северу Преображенское и Южно-Преображенское поднятия объединены в единый полузамкнутый тектонический элемент I порядка – Северо-Гыданский мегавыступ.
Северо-Гыданский мегавыступ с востока ограничен Дровяным мезопрогибом, с запада – Северо-Гыданской мегавпадиной – отрицательной структурой I порядка, имеющей площадь 6213 км2 и амплитуду 214 м. К северу от этой депрессии расположен Неупокоевский мегавыступ – вытянутая в широтном направлении полузамкнутая положительная структура I порядка, осложненная одноименным куполовидным поднятием и Халянгским локальным поднятием.
В южной части рассматриваемой территории, которая в рельефе кровли юры отвечает северной части Антипаютинско-Тадебеяхинской мегасинеклизы расположена Геофизическая площадь, на которой открыто одноименное нефтегазоконденсатное месторождение. В структурном плане кровли юрского мегакомплекса на этой территории выделена вытянутая в широтном направлении крупная положительная структура – Геофизический мегавал, который имеет площадь 6100 км2, амплитуду 610 м и осложнен одноименным куполовидным поднятием и Трехбугорным локальным поднятием.
Южно-Карская региональная депрессия – крупная внепорядковая депрессия, расположена к северу от Ямало-Гыданской мегаседловины и включает одноименную мегасинеклизу и обрамляющие ее с запада, севера и востока Припайхойская, Приновоземельская и Притаймырская мегамоноклизы. В географическом плане Южно-Карская региональная депрессия расположена в южной части Карского моря. На западе, севере и востоке Южно-Карская региональная депрессия ограничена структурами обрамления – полуостровом Югорский, островом Вайгач, архипелагом Новая Земля, Сибирским порогом и полуостровом Таймыр.
В современном рельефе кровли юры в Ямало-Карской региональной депрессии наибольшие абсолютные глубины фиксируются в южной приближенной к континенту части, где они превышают 4500 м (см. рис. 3, 4). К этой же зоне приурочена наибольшая по площади замкнутая депрессия – Южно-Карская мегасинеклиза, оконтуренная на отметке -3550 м, имеющая площадь 83130 км2 и амплитуду – 900 м.
В структурном плане кровли юры южный борт Южно-Карской региональной депрессии очень крутой и не осложнен локальными структурами. На севере, западе и востоке получили развитие мегамоноклинали, в пределах которых поверхности всех мезозойских реперных уровней регионально воздымаются в направлении структур обрамления. Северный, западный и восточные борта в рельефе кровли юры более пологие, осложнены серией террас, к которым приурочены положительные структуры III–IV порядков.
Южно-Карская мегасинеклиза осложнена двумя крупными замкнутыми депрессиями, оконтуренными на абсолютной глубине 3830 м. Впадина, расположенная в юго-западной части мегасинеклизы, по размерам отвечает структурам 0 порядка и выделена в качестве одноименной Южно-Карской синеклизы. Площадь этой депрессионной зоны, которая, в свою очередь, осложнена Западно-Карской мегавпадиной, составляет 34375 км2. В восточной части мегасинеклизы выделена Восточно-Карская мегавпадина, площадь которой составляет 6165 км2.
В северо-восточной части Южно-Карской региональной депрессии расположена Предпороговая мегавпадина, оконтуренная на абсолютной отметке -3530 м. Площадь структуры составляет 6165 км2, амплитуда – 282м. Предпороговая мегавпадина вытянута в северо-западном направлении и осложнена двумя отрицательными структурами II порядка, которые оконтурены на отметках -3520 и -3550 м, имеют площади 2305 и 8385км2 и амплитуды 260 и 420 м.
Южно-Карская мегасинеклиза и Предпороговая мегавпадина в рельефе кровли юры разделены крупной промежуточной структурой – Северной мегаседловиной, площадь которой составляет 32800 км2. Северная мегаседловина осложнена тремя полузамкнутыми положительными структурами I порядка – Кропоткинским, Рогозинским и Северо-Таймырским мегавыступами, в пределах которых выделяется серия более мелких структур III–IV порядков.
Непосредственно в Южно-Карской мегасинеклизе расположены 3 структуры III порядка (Северо-Скуратовское, Пясейдайское куполовидные поднятия и Нярмейский вал) и 12 локальных поднятий IV порядка, остальные замкнутые положительные структуры находятся, главным образом, к северу от нее и осложняют Северную мегаседловину и террасы, раскрывающиеся в направлении архипелага Новая Земля и Сибирского порога. В частности, на этой территории в непосредственной близости архипелага Новая Земля расположено Университетское поднятие, с которым связано месторождение Победа. Выше было отмечено, что в центральной части Южно-Карской региональной депрессии открыто 2 месторождения – Ленинградское и Русановское, которые связаны с меловыми отложениями и контролируются антиклинальными структурами. В рельефе кровли юры Русановское куполовидное поднятие находится к северу от Южно-Карской синеклизы, оконтурено на отметке -3420 м, имеет площадь 339 км2 и амплитуду 65 м. На расположенной южнее Ленинградской площади в рельефе кровли юры поднятие не выделяется и месторождению в плане отвечает северный моноклинальный борт депрессии.
Завершая структурно-тектоническую характеристику исследуемого региона, отметим, что в северных частях полуостровов Ямал и Гыданский и в южной части Карского моря в рельефах юрско-меловых горизонтов выделено 113 антиклинальных ловушек, в том числе 68 на континенте и 45 в акватории [2, 3].
Северо-Карский бассейн. Выше было отмечено, что Северо-Карский бассейн не изучен глубоким бурением, покрыт сетью региональных сейсмических профилей и тектонические построения здесь носят схематический характер. Одна из наиболее подробных схем тектонического строения этой части акватории рассмотрена в работе специалистов ОАО «Севморнефтегеофизика», ВНИИ геологии и минеральных ресурсов Мирового океана им. И.С. Грамберга и ФГУНПП «Севморгео» [6] (рис. 7). В этой работе авторы выделяют в разрезе осадочного чехла два структурных этажа: верхний – мезозойско-кайнозойский, который на большей части характеризуется незначительными мощностями и нижний – верхнепротерозойско-палеозойский, мощность которого достигает 14–15 км. Для выделения тектонических элементов авторы используют карты изопахит осадочного чехла и нижнего структурного яруса. На приведенной в статье тектонической схеме выделено 5 крупных тектонических элементов: I – Баренцево-Карский мегапрогиб, осложненный впадиной Святой Анны и ступенью Тегетгоффа; II – куполовидное поднятие Визе-Ушакова, в пределах которого расположены поднятия Визе и Ушакова, разделенные прогибом Шмидта; III – Центральная седловина, в пределах которой расположены Красноармейский прогиб, вал Наливкина, Скалистый вал, ступень Макарова, прогибы Воронина и Узкий; IV – Восточно-Карский мегапрогиб, осложненный Присевероземельским прогибом, прогибом Уединения, Краснофлотским валом и Притаймырской ступенью; V – Северо-Сибирский порог, на котором выделены прогиб Натальи, Центрально-Карский свод, Притаймырская моноклиналь и Новоликаиловский прогиб. На юго-западе бассейн ограничен Новоземельской (VI), на юго-востоке Таймырской складчатыми системами (VII) (см. рис. 7).

СТРУКТУРНО-ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ФУНДАМЕНТА КАРСКОГО МОРЯ
В ИНГГ СО РАН был создан единый сейсмогеологический проект на всю акваторию Карского моря и создан единый согласованный структурно-тектонический каркас.
В рамках этих исследований была выполнена комплексная интерпретация материалов сейсморазведки МОГТ по Южно-Карской региональной депрессии и Северо-Карскому бассейну и построены наборы структурных карт, в том числе, единые согласованные структурные карты по кровле палеозоя и подошве платформенных отложений – кровле фундамента на всю акваторию Карского моря (рис. 8). На временных разрезах кровля палеозоя, к которой приурочен отражающий горизонт А, отбивается вполне уверенно, корреляция кровли фундамента (горизонт F) осуществлялась по огибающей отражающих горизонтов, подчеркивающих платформенный облик осадков. Ниже этого горизонта на временных разрезах фиксируется хаотический рисунок сейсмической записи (см. рис. 4, 5). С использованием этих материалов на акваторию Карского моря также были построены карты толщин палеозойских и мезозойских отложений.
Анализ структурных карт по кровлям палеозоя и фундамента показал, что в Южно-Карской региональной депрессии эти поверхности в значительной мере подобны (см. рис. 8). В западной части выделяется крупная депрессионная зона – Южно-Карская мегасинеклиза, на востоке – крупная вытянутая в широтном направлении полузамкнутая положительная структура Северный мегавыступ, осложненный более мелкими замкнутыми поднятиями. В Северо-Карском бассейне структурные планы кровли палеозоя и фундамента различаются кардинально. В этой части акватории в рельефе кровли палеозоя выделяется погружающаяся в северо-западном направлении моноклиналь, практически не осложненная положительными и отрицательными структурами. Рельеф кровли фундамента, напротив, сильно расчленен и здесь выделяется серия крупных положительных и отрицательных структур.

Анализ карт толщин палеозойско-мезозойских платформенных отложений в целом, а также отдельно карт толщин палеозойских и мезозойских отложений показал, что в Южно-Карском и Северо-Карском осадочных бассейнах, площади которых составляют 381700 км2 и 270000 км2, объем осадочного выполнения составляет, соответственно, 2300000 км3 и 1550000 км3. При этом на долю палеозойских платформенных отложений в Южно-Карской НГО приходится 23 % осадков, в Северо-Карской ПНГП – 71 % [4, 5].
Структурная карта по кровле фундамента послужила основой для построения схемы тектонического районирования акватории Карского моря (Южно-Карская НГО, Северо-Карская ПНГП) (рис. 9). При этом названия тектонических элементов, которые фигурировали на построенных ранее тектонических картах и схемах, были максимально сохранены.
Южно-Карский суббассейн традиционно выделяется в качестве Южно-Карской региональной депрессии, которая разделена на Южно-Карскую мегасинеклизу и мегамоноклизы, обрамляющие ее с севера, запада и востока.
В рельефе кровли фундамента Южно-Карская мегасинеклиза контролируется изогипсой -2800 м, имеет площадь 305750 км2 и амплитуду 9250 м. Площадь обрамляющих мегасинеклизу моноклиз составляет 76140 км2.
Южно-Карская мегасинеклиза осложнена одноименной синеклизой, Предпороговым мегавыступом, Восточно-Карской мезовпадиной, Малыгинским мезоподнятием, Северо-Таймырским мезовыступом и серией более мелких поднятий и депрессий.
Южно-Карская синеклиза контролируется изогипсой -7550 м, имеет площадь 112800 км2 и амплитуду 4500 м. Значительную часть синеклизы занимает отрицательная структура I порядка – Западно-Карская мегавпадина, которая в рельефе кровли фундамента имеет С-образную форму, ограничена изогипсой -8500 м, имеет площадь 77600 км2 и амплитуду 3550 м.
Западно-Карская мегавпадина, в свою очередь, осложнена одноименной мезовпадиной, Центрально-Карским мезовыступом и серией локальных положительных и отрицательных структур.
В западной наиболее погруженной части Южно-Карской мегавпадины выделяется Осевой прогиб, который вытянут в север-северо-восточном направлении, имеет изогнутую форму и осложнен серией локальных депрессий. В структурном плане подошвы платформенных отложений Осевой прогиб оконтурен на абсолютной глубине 10900 м, имеет площадь 18000 км2 и амплитуду 1150 м.
С востока к Западно-Карской мегавпадине примыкает Ленинградско-Русановский мегавыступ, который осложнен Русановским на севере и Ленингадским на юге локальными поднятиями. В пределах мезовыступа глубина залегания кровли фундамента увеличивается в юго-восточном направлении. С юга, севера и запада мезовыступ контролируется изогипсой -8500 м, площадь структуры составляет 7800 км2, амплитуда – 1800 м. Осложняющие мезовал Ленинградское и Русановское поднятия надежно выделяются в рельефах меловых горизонтов и с ними связаны уникальные газовые залежи в апт-альбских песчаных резервуарах.
К востоку от Южно-Карской синеклизы расположен Предпороговый мегавыступ, площадь которого составляет 31000 км2. На северо-западе мегавыступ контролируется южной границей Северо-Сибирского порога, в остальной части изогипсой -6100 м. Предпороговый мегавыступ вытянут в юго-восточном направлении и осложнен Северным мезовалом.
Расположенный в центральной части мегавыступа Северный мезовал вытянут в северном направлении и осложнен серией локальных поднятий и куполов. В структурном плане кровли фундамента мезовал оконтурен на абсолютной глубине 5300 м, имеет площадь 7750 км2 и амплитуду 1500 м.
На северо-востоке, к северо-западу и юго-востоку от Предпорогового мегавыступа выделяются две глубокие изометричной формы депрессии, которые в плане отвечают мезовпадинам Предпороговая-1 и Предпороговая-2, надежно выделяются в рельефе кровли юры.
В юго-восточной части Южно-Карской мегасинеклизы расположены Малыгинское мезоподнятие, Восточно-Карская мезовпадина и Северо-Таймырский мезовыступ.
Южно-Карская мезовпадина имеет сложную форму, контролируется изогипсой -7500 м и осложнена тремя локальными депрессиями; площадь мезовпадины в пределах исследуемой территории составляет 19750 км2, амплитуда – 3950 м.
Расположенное в зоне сочленения Южно-Карской синеклизы и Восточно-Карской мезовпадины Малыгинское куполовидное мезоподнятие имеет изометричную форму и оконтурено на абсолютной отметке -7300м; площадь структуры составляет 4950 км2, амплитуда – 1950 м.
Северо-Таймырский мезовыступ на севере, западе и юге контролируется изогипсой -4100 м, на востоке примыкает к Предтаймырской мегамоноклизе. Мезовыступ осложнен одной замкнутой положительной структурой, имеет площадь 11100 км2 и амплитуду 450 м.
Северо-Сибирский порог, разделяющий Южно- и Северо-Карский бассейны, вытянут в широтном направлении. В его пределах глубина залегания фундамента не превышает 1000 м, исключение составляют локальные изометричной формы депрессии. Северо-Сибирский порог имеет площадь 76225 км2 и осложнен Западно-Таймырским мегавыступом и Приновоземельским мезоподнятием.


Расположенный на востоке Западно-Таймырский мегавыступ на юго-востоке примыкает к Таймырской складчатой области, в остальной части контролируется изогипсой, проведенной на абсолютной отметке -600 м; площадь положительной структуры I порядка составляет 29150 км2, амплитуда – 350 м. Западно-Таймырский мегавыступ осложнен одноименной структурой II порядка, в пределах которой выделяется серия локальных поднятий и куполов.
Приновоземельское мезоподнятие, также осложненное локальными поднятиями и небольшими куполами, оконтурено изолинией, проведенной на абсолютной отметке -600 м, имеет площадь 9200 км2 и амплитуду 350м.
Северо-Карский бассейн. На северо-западе Северо-Карского бассейна расположены два надпорядкоых тектонический элемента – Баренцево-Карская синеклиза и Предсевероземельная антеклиза.
Баренцево-Карская синеклиза расположена на северо-западе Карского моря и в западном направлении раскрывается в пограничную акваторию Баренцева моря. В рельефе кровли фундамента надпорядковая депрессия, площадь которой составляет 76225 км2, ограничена изогипсой -4200 м и имеет амплитуду 8200 м.
Синеклиза осложнена Северо-Восточной мегавпадиной, которая оконтурена на абсолютной глубине -5500 м, также раскрывается в северо-восточном направлении. В пределах исследуемой территории мегавпадина имеет площадь 56700 км2 при амплитуде 6800м. Наиболее погруженная часть депрессии I порядка осложнена мезопрогибом Святой Анны, который вытянут в северо-восточном направлении и контролируется изогипсой -9600 м; площадь мезопрогиба составляет 18000 км2, амплитуда – 2250 м.
К северу от этой линейной депрессии расположен мезовал Тегеттгофа, который частично закрыт сейсмическими прфилями и раскрывается в северном направлении.
К востоку от Баренцево-Карской мегасинеклизы расположена Северо-Карская антеклиза, осложненная мегавалом Визе-Ушакова и мезовалом Наливкина.
Северо-Карская антеклиза контролируется изогипсой -4100 м, имеет площадь 54850 км2 и амплитуду 3450 м.
Мегавал Визе-Ушакова, оконтуренный на абсолютной отметке -3600 м, осложнен мезовалами Визе и Ушакова; площадь мегавала в пределах полигона составляет 40450 км2, амплитуда – 3000 м.
Мезовал Визе вытянут в северо-восточном направлении и осложнен более мелкими положительными структурами. Мезовал контролируется изолинией, проведенной на абсолютной отметке -2000 м, площадь структуры составляет 11550 км2, амплитуда – 1350 м. Мезовал Ушакова, также контролируемый изогипсой -2000 м, частично закрыт сетью сейсмических наблюдений и раскрывается на севере; площадь поднятия составляет 3900м, амплитуда – 450 м.
В восточной части Северо-Карской антеклизы расположен мезовал Наливкина, который представляет собой линейную, вытянутую меридионально положительную структуру, осложненную тремя локальными поднятиями. Мезовал ограничен изогипсой -3500 м, площадь структуры – 6400 км2, амплитуда – 2050 м.
В зоне сочленения мегавала Визе-Ушакова и мезовала Наливкина расположена Красноармейская мезовпадина, площадь которой составляет 23900 км2 при амплитуде 2450 м. Депрессия II порядка, ограниченная на абсолютной глубине 4500 м, осложнена прогибом Воронина, который вытянут в северо-восточном направлении, контролируется изогипсой -5400 м, имеет площадь 18050км2 и амплитуду 1550 м.
К востоку от мезовала Наливкина расположен Восточно-Карский мегапрогиб, который в рельефе подошвы платформенных отложений контролируется изогипсой -9600 м, имеет площадь 52500 км2 и амплитуду 4500 м.
В западной части Восточно-Карского мезопрогиба находится Краснофлотское мезоподнятие, которое частично закрыто сетью сейсмических профилей, восточная часть структуры не изучена. Мезоподнятие контролируется изолинией, проведенной на абсолютной отметке -9000 м, и в пределах полигона имеет площадь 5275 км2 и амплитуду 2000 м.
Осевая, наиболее погруженная часть депрессии I порядка, осложнена мезопрогибом Натальи, в пределах которого, в свою очередь, осложнена более мелкими впадинами и прогибами. В рельефе кровли фундамента мезопрогиб Натальи контролируется изогипсой -9050 м, имеет площадь 26075 км2 и амплитуду 5050 м.
К востоку от этой линейной депрессии расположено Краснофлотское мезоподнятие, которое частично изучено сейсмикой и раскрывается в восточном направлении.
В южной части Северо-Карского бассейна расположен Центрально-Карский мегавыступ, который на юге примыкает к Северо-Сибирскому порогу, а в остальной части контролируется изогипсой -2500 м. Структура вытянута в северо-восточном направлении, осложнена крупным поднятием, имеет площадь 22150 км2 и амплитуду 2200 м.
На тектонической карте в Южно-Карском и Северо-Карском осадочных бассейнах также выделены поднятия III-IV порядков, которые представляют собой потенциальные антиклинальные нефтегазоперспективные объекты.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Согласно выполненной в ИНГГ СО РАН количественной оценке, Карское море является одной из наиболее перспективных акваторий шельфа Российской Арктики, на долю которой приходится порядка 25 % всех ресурсов углеводородов северных морей.
Настоящая работа посвящена построению моделей геологического строения и современных согласованных структурно-тектонических карт и схем осадочных бассейнов и комплексов на шельфе Карского моря.
Анализ геолого-геофизических материалов показал, что в акватории Карского моря выделяется два самостоятельных осадочных бассейна, характеризующихся различными условиями формирования, особенностями геологического строения и перспективами нефтегазоносности.
Южная часть акватории, расположенная к югу от архипелага Новая Земля, выделена в составе Южно-Карской региональной депрессии, которая является северным окончанием Западно-Сибирского осадочного бассейна. В нефтегазоносном отношении эта часть акватории выделена в составе Южно-Карской нефтегазоносной области, входящей в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В этой части акватории по аналогии с Ямальской и Гыданской НГО основные перспективы нефтегазоносности связаны с мезозойскими, в первую очередь, с меловыми отложениями.
Нефтегазоносность Южно-Карской НГО доказана открытием 9 месторождений. Ленинградское и Русановское месторождения открыты в Советское время; месторождения Победа, Маршала Жукова, Маршала Рокоссовского, им. В.А. Динкова, 75 лет Победы, Нярмейское и Северо-Обское открыты во втором десятилетии XXI века в 2014–2020 гг.
Северная часть Карского моря глубоким бурением не изучена. Комплексный анализ сейсмических материалов и геологических данных по островам и архипелагам позволяет выделить эту часть акватории в самостоятельный бассейн, на большей части которого осадочный чехол сложен, главным образом, палеозойскими породами. Исключение составляет северо-западная, граничащая с Баренцевым морем часть акватории, где верхняя часть осадочного чехла сложена мощной до 5 км толщей мезозойских – триасовых, юрских и меловых отложений. В нефтегазоносном отношении северная часть Карского моря выделена в качестве Северо-Карской перспективной нефтегазоносной провинции.
Анализ геолого-геофизических материалов по Северо-Карской ПНГП позволяет сделать вывод о том, что с сейсмостратиграфических и структурно-тектонических позиций этот регион является одним из наиболее перспективных на шельфе Российской Арктики. В этом бассейне:
• получил развитие мощный, до 14000 м осадочный чехол;
• в структурных планах различных стратиграфических уровней выделяются крупные депрессии и поднятия, которые могут ассоциироваться с зонами нефтегазообразования и нефтегазонакопления;
• в различных осадочных комплексах от кембрия до перми включительно выделяются антиклинальные, структурно-тектонические, структурно-стратиграфические, структурно-литологические и тектонически-экранированные ловушки – потенциальные нефтегазоперспективные объекты;
• на северо-западе Карского моря верхняя часть осадочного чехла сложена мощной до 5 км толщей мезозойских отложений, и в этой части акватории по аналогии с Баренцевоморской провинцией интерес в отношении нефтегазоносности представляют триас-юрские отложения.
Работа выполнена в рамках государственной программы фундаментальных научных исследований FWZZ-2022-0009.

Литература

1. Супруненко О.И., Устрицкий В.И., Зуйков О.Н., Павлов С.П., Рослов Ю.В., Винокуров И.Ю. Геолого-геофизическое районирование севера Баренцево-Карского шельфа по данным сейсморазведки // Геология нефти и газа. – 2009. – № 4. – С. 17–25.
2. Ступакова А.В. Структура и нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа и прилегающих территорий // Геология нефти и газа. – 2011. – № 6. – С. 99–115.
3. Конторович В.А. Нефтегазоносность Карского моря // Деловой журнал Neftegaz.RU – 2018. – № 11. – С. 34–43.
4. Конторович В.А., Конторович А.Э. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности шельфа Карского моря // Доклады РАН. – 2019. – Т. 489. – № 3. – С. 272–276.
5. Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Малышев Н.А., Сафронов П.И., Гуськов С.А., Ершов С.В., Казаненков В.А., Ким Н.С., Костырева Е.А., Меленевский В.Н., Лившиц В.Р., Поляков А.А., Скворцов М.Б. Историко-геологическое моделирование процессов нафтидогенеза в мезозойско-кайнозойском осадочном бассейне Карского моря (бассейновое моделирование) // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 8. – С. 1179–1226.
6. Конторович В.А., Аюнова Д.В., Губин И.А., Калинин А.Ю., Калинина Л.М., Конторович А.Э., Малышев Н.А., Скворцов М.Б., Соловьев М.В., Сурикова Е.С. История тектонического развития арктических территорий и акваторий Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика. – 2017. – Т. 58. – № 3–4. – С. 423–444.
7. Долгунов К.А., Мартиросян В.Н., Васильева Е.А., Сапожников Б.Г. Структурно-тектонические особенности строения и перспективы нефтегазоносности северной части Баренцево-Карского региона // Геология нефти и газа. – 2011. – № 6. – С. 70–83.
8. Мартиросян В.Н, Васильева Е.А, Устрицкий В.И., Супруненко О.И., Винокуров И.Ю. Север Карского моря – высокоперспективная на нефть область Арктического шельфа России // Геология нефти и газа. – 2011. – № 6. – С. 59–69.
9. Малышев Н.А., Вержбицкий В.Е., Скарятин М.В., Балагуров М.Д., Илюшин Д.В., Колюбакин А.А., Губарева О.А., Гатовский Ю.А., Лакеев В.Г., Лукашев Р.В., Ступакова А.В., Суслова А.А., Обметко В.В., Комиссаров Д.К. Стратиграфическое бурение на севере Карского моря: первый опыт реализации проекта и предварительные результаты // Геология и геофизика. – 2023. – Т. 64. – № 3. – С. 311–326.

References

1. Suprunenko O.I., Ustritsky V.I., Zuikov O.N., Pavlov S.P., Roslov Y.V., Vinokurov I.Y. Geological-geophysical zoning of the northern Barents-Kara shelf by seismic prospecting data // Russian oil and gas geology. – 2009. – No. 4. – P. 17–25.
2. Stupakova A.V. Structure and petroleum potential of the Barents-Kara shelf and adjacent territories // Russian oil and gas geology. – 2011. – No. 6. – P. 99–115.
3. Kontorovich V.A. Oil and gas potential of the Kara Sea // Business magazine Neftegaz.RU – 2018. – No. 11. – P. 34–43.
4. Kontorovich V.A., Kontorovich A.E. Geological structure and petroleum potential of the Kara sea shelf // Doklady Earth Sciences. – 2019. – Vol. 489. – No. 1. – P. 1289–1293.
5. Kontorovich A.E., Burshtein L.M., Safronov P.I., Gus'kov S.A., Ershov S.V., Kazanenkov V.A., Kim N.S., Kontorovich V.A., Kostyreva E.A., Melenevskiy V.N., Livshits V.R., Malyshev N.A., Polyakov A.A., Skvortsov M.B. Historical-geological modeling of hydrocarbon generation in the Mesozoic-Cenozoic sedimentary basin of the Kara Sea (basin modeling) // Russian Geology and Geophysics. – 2013. – Vol. 54. – No. 8. – P. 917–957.
6. Kontorovich V.A., Ayunova D.V., Gubin I.A., Kalinin A.Y., Kalinina L.M., Kontorovich A.E., Malyshev N.A., Skvortsov M.B., Solovev M.V., Surikova E.S. Tectonic evolution of the Arctic onshore and offshore regions of the West Siberian petroleum province // Russian Geology and Geophysics. – 2017. – Vol. 58. – No. 3–4. – P. 343–361.
7. Dolgunov K.A., Martirosyan V.N., Vasilieva E.A., Sapozhnikov B.G. Structural and tectonic peculiarities of structure and prospects of oil and gas potential of the northern part of Barents-Kara region // Russian oil and gas geology. – 2011. – No. 6. – P. 70–83.
8. Martirosyan V.N., Vasilieva E.A., Ustritsky V.I., Suprunenko O.I., Vinokurov I.Y. The north of Kara sea – highly promising area for oil and gas of the Arctic shelf of Russia // Russian oil and gas geology. – 2011. – No. 6. – P. 59–69.
9. Malyshev N.A., Verzhbitskii V.E., Skaryatin M.V., Balagurov M.D., Ilyushin D.V., Kolyubakin A.A., Gubareva O.A., Gatovskii Y.A., Lakeev V.G., Lukashev R.V., Stupakova A.V., Suslova A.A., Obmetko V.V., Komissarov D.K. Stratigraphic drilling in the northern Kara sea: first case and preliminary results // Russian Geology and Geophysics. – 2023. – Vol. 64. – No. 3. – P. 311–326.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Конторович В.А.

    Конторович В.А.

    д.г.-м.н., член-корреспондент РАН, главный научный сотрудник, заведующий лабораторией

    Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН)

    Аюнова Д.В.

    Аюнова Д.В.

    научный сотрудник

    Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН)

    Ибрагимова С.М.

    Ибрагимова С.М.

    младший научный сотрудник

    Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН) г. Новосибирск, 630090, РФ

    Калинин А.Ю.

    Калинин А.Ю.

    к.г.-м.н., старший научный сотрудник

    1 Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН) г. Новосибирск, 630090, РФ 2 Новосибирский государственный университет (НГУ) г. Новосибирск, 630090, РФ

    Калинина Л.М.

    Калинина Л.М.

    к.г.-м.н., доцент, старший научный сотрудник

    Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН)

    Соловьев М.В.

    Соловьев М.В.

    к.г.-м.н., старший научный сотрудник

    Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН) г. Новосибирск, 630090, РФ

    Просмотров статьи: 721

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru