Роль сдвиговых дислокаций в формировании нефтегазоперспективных структур северного фланга Охотской нефтегазоносной провинции

Финансирование

Работа выполнена в рамках Государственного задания FSRW-2024-0008 «Исследование термодинамических процессов Земли с позиции генезиса углеводородов на больших глубинах».

Введение

Исследования глубинного строения и тектоники Охотоморского региона, выполненные в связи с перспективами обнаружения месторождений углеводородов, свидетельствуют о том, что на особенности формирования Охотской нефтегазоносной провинции (НГП) в целом и отдельных депрессий в ее пределах значимое влияние оказывают региональные сдвиговые дислокации. Исследованиям механизма образования присдвиговых впадин и связанных с ним особенностей седиментации посвящены многочисленные труды отечественных и зарубежных ученых [1-3].

Так, многолетние исследования В.П.Уткина и его соавторов [4, 5] свидетельствуют об активной рифтогенной деструкции континентальной коры Азиатско-Тихоокеанской переходной зоны в позднем мелу-кайнозое. В ареале развития сдвигов формировались рифтогенные структуры, контролирующие осадочные бассейны, в том числе продольные и типа pull-apart [6]. Бохай-Амурская система левых сдвигов контролирует многочисленные осадочные бассейны, в том числе и относительно небольших размеров, включая бассейны сдвиго-раздвигового типа [5].

Большое число крупных рифтогенных бассейнов, а также локальных линейных депрессий и структур типа pull-apart выделено на основе анализа и обобщения структурных и тектонических параметров нефтегазоносных бассейнов, заложение которых обусловлено проявлением региональных сдвиговых дислокаций. К их числу относятся прибрежные и шельфовые бассейны Южной и Центральной Калифорнии, Венесуэлы, Тринидада и Тобаго; бассейны Юго-Восточной Азии и Бохайской впадины на востоке Китая [7].

В присдвиговых депрессиях установлены значительные скопления углеводородов. Так, в бассейнах Сан-Хоакин и Лос-Анджелес в Южной Калифорнии (США) добыты миллиарды баррелей нефти [8]. Одной из наиболее протяженных сдвиговых структур, контролирующих заложение осадочных бассейнов территории Китая, является зона разлома Тан-Лу, шириной около 80 км и протяженностью 3 тыс. км, имеющая большой потенциал для разведки нефти и газа [3, 9]. Отмечено, что заложение бассейнов, последующие тектонические деформации и особенности осадконакопления здесь обусловлены субдукцией Тихоокеанской плиты [10]. Анализируя сейсмостратиграфические разрезы грабена Танюань вдоль одной из ветвей сдвиговой зоны Тан-Лу, авторы статьи [11] пришли к выводу о ее формировании в режиме pull-apart. Нефтегазоносный бассейн Сычуань (Китай), включающий крупные газовые месторождения, также сформирован под воздействием наклонной субдукции океана прото-Тетис. При этом сдвиговые дислокации играют роль в миграции углеводородов от источника к коллектору, стимулировании коллектора, накоплении газа и высоком дебите скважин [2].

Исследования осадочного бассейна Мертвого моря показательны, поскольку это детально изученный продольный бассейн, локализованный вдоль главной сдвиговой зоны. При протяженности 150 км и глубине фундамента более 8 км соотношение размеров по продольному и ортогональному направлению составляет около 9. Результаты лабораторного тектонофизического моделирования показали, что фундамент такого бассейна окаймлен сдвиговыми разломами, которые контролируют его геометрию [12].

В качестве характерного примера бассейнов типа pull-apart часто приводится впадина Долины Смерти (Израиль). Долина обрамляется сдвиговыми разломами, расстояние между которыми составляет около 40 км. Соотношение размеров по продольному и ортогональному направлению у бассейна Долины Смерти составляет 0,3. Лабораторные эксперименты показали развитие продольных крутопадающих сдвиговых разломов, окаймляющих дно бассейна по всей его длине, и поперечных по отношению к главной оси сбросов [12]. К типу впадин pull-apart относится бассейн Хула, расположенный в центральной части Мертвого моря. Формирование бассейна связывается с левосдвиговыми перемещениями Синайской и Аравийской плит. Структура развивалась как асимметричный, раздвигающийся (ромбовидной формы) бассейн, ограниченный по флангам продольными сдвиговыми разломами, а с юга – сбросами, обращенными на север [13, 14].

Сходный рисунок тектонической деструкции наблюдается в пределах бассейна залива Пария, заложенного в результате относительных движений Карибской и Южноамериканской плит вдоль северной границы последней. Бассейн ограничивается зоной правосторонних сдвигов Эль-Пилар и Арима (на севере) и Ворм Спрингс (на юге). В пределах бассейна залива Пария картируются сбросовые дислокации северо-западного простирания, определяющие ступенчатый рисунок чередующихся грабенов и горстов [15].

Отличительной особенностью российского Дальнего Востока от других нефтегазоносных регионов является то, что основные объемы подтвержденных запасов и перспективных ресурсов нефти и газа рассредоточены по отдельным осадочным прогибам. По мнению Л.С.Маргулиса [16], их можно разделить на четыре основных типа: окраинно-материковые, транзитальные краевые, глубоководные и задуговые прогибы. Осадочные бассейны, выполненные палеоген-неогеновыми осадочными толщами, отделяются друг от друга глубинными разломами и поднятиями фундамента. При этом отмечается роль тектонических процессов, сформировавших нефтегазоперспективные структуры региона.

В работах В.А.Игнатовой [17] приводится сравнительная характеристика осадочных бассейнов Дальневосточного региона и Юго-Восточной Азии. Особенности геодинамических обстановок их формирования позволили выделить три основные группы: континентальные палеорифты, пассивные континентальные палеоокраины, активные континентальные окраины. Большинство осадочных депрессий отнесены к последней группе. Их заложение преимущественно происходит на коре континентального или переходного типов, с широким развитием надвиговых дислокаций и резкой сменой условий осадконакопления, где в разрезе присутствуют как континентальные терригенные угленосные формации, так и глубоководные терригенно-карбонатные толщи.

Наши исследования северного фланга Охотской НГП свидетельствуют об определяющей роли в развитии осадочных бассейнов региональных сдвигов [18, 19]. Анализ закономерностей локализации горстов и грабенов показал возможности выделения в ареалах их развития двух основных типов присдвиговых бассейнов, охарактеризованных выше: линейных продольных прогибов, прослеживаемых вдоль осевой зоны главного сдвига и впадин типа pull-apart, ориентированных под углом к его оси.

Методы

При изучении закономерностей локализации перспективных на углеводороды структур северной части Охотской провинции нами были использованы:

• результаты региональных и среднемасштабных геологосъемочных и специализированных прогнозно-минерагенических исследований;
• данные геофизических съемок (поле аномалий силы тяжести Δg в редукции Буге с плотностью промежуточного слоя 2,67 г/см³, аномальное магнитное поле ΔT_а, региональные сейсмические профили и результаты обобщения детальных сейсморазведочных работ);
• данные петрофизических исследований скважин;
• научные публикации, посвященные исследованиям Охотоморского региона и прилегающих структур Евразийского континента и Тихоокеанской окраины [20-22].

Для решения поставленной задачи созданы цифровые модели гравитационного поля в редукции Буге и аномального магнитного поля ΔT_а территории, охватывающей северную часть Охотоморского региона. Шаг матрицы цифровых моделей потенциальных полей составляет 500 м.

При обработке цифровых моделей потенциальных полей использованы алгоритмы разложения полей на региональную и локальную составляющие, расчета градиентов полей, распознавания образов с составлением карты классов на основе программного комплекса КОСКАД 3D [23]. Наряду с вышеперечисленными трансформантами применен классификационный алгоритм Д.С.Зеленецкого (АСОД «Воздух»). Используемые подходы к обработке данных геофизических полей позволяют выделить однотипные по набору признаков области, что предоставляет дополнительные возможности при проведении интерпретации и районирования изучаемых площадей [24-26].

Геологическое истолкование геофизических аномалий. На основе качественной интерпретации комплекса геофизических данных разработана схема тектонического районирования северного фланга Охотоморского региона, особенности глубинного строения которого определяются последовательностью и характером проявления мезозойских и кайнозойских орогенных процессов на границах Евразийской и Охотоморской литосферных палеоплит (рис.1). Для региона характерна высокая концентрация офиолитов [27], осадочно-вулканогенных, вулканических и интрузивных комплексов островных дуг и активных континентальных окраин. Аномалии гравитационного поля в редукции Буге в пределах акватории Охотского моря почти всюду положительны, варьируются в пределах от первых единиц до сотен миллигал.

Экстремально низкие значения гравитационного поля наблюдаются на коллизионной границе Охотоморского мегаблока с Евразийским континентом; максимальные значения, достигающие 150 мГал, фиксируются в пределах Южно-Охотской котловины. Характерной особенностью гравитационного поля региона являются многочисленные узкие локальные гравитационные аномалии, обусловленные неоднородностями фундамента и протяженными разломами.

К западу от Охотоморского региона располагаются Верхояно-Колымская и Колымо-Омолонская складчатые области (СО), которые характеризуются преимущественно отрицательными значениями аномального магнитного поля ΔT_а, изредка осложненного локальными интенсивными положительными аномалиями (до +1500 нТл). Для шовных зон, разделяющих блоки, характерны вытянутые линейные знакопеременные аномалии. В гравитационном поле структуры представлены ареалами отрицательных значений от –160 до –20 мГал.

Вдоль западной границы Евразийского палеоконтинента картируется Охотско-Чукотский вулканический пояс (ОЧВП) шириной до 400 км. Наложенный на структуры Новосибирско-Чукотской, Верхояно-Колымской и Колымо-Омолонской складчатых областей ОЧВП протягивается вдоль побережья материка более чем на 3000 км. В аномальном магнитном поле такая структура хорошо проявляется линейными цепочками положительных аномалий, иногда превышающих значения 3000 нТл, связанными с разными по составу вулканитами – от кислых до основных разностей. В гравитационном поле ОЧВП характеризуется сменой знака с минуса на плюс и протяженными аномалиями северо-восточного простирания.

Линейная зональность расположения основных структурно-тектонических элементов Камчатского п-ова контрастно проявляется в аномальном магнитном поле. Характер магнитного поля Западно-Камчатской зоны однотипен с полем Охотоморского мегаблока. Структуры Центральной и Восточной Камчатки проявлены в аномальном магнитном поле вытянутыми в меридиональном направлении аномалиями, достигающими значений в 2000 нТл. Интенсивность и морфология магнитного поля здесь обусловлена особенностями локализации вулканических поясов и комплексов островных дуг, причленявшихся к окраине континента в кайнозое. Аналогичная линейная зональность характерна и для гравитационного поля. Западно-Камчатская зона отмечается пониженным значением гравитационного поля, отвечающего развитию в ее пределах крупного осадочного прогиба. Вытянутые вдоль береговой линии положительные аномалии гравитационного поля Западно-Камчатского бассейна сопряжены с поднятиями поверхности фундамента [28]. Смена знака поля наблюдается при картировании структур Центрально-Камчатского вулканического пояса (по аналогии с ОЧВП); при этом структуры Восточной Камчатки характеризуются знакопеременным полем средней интенсивности.

Алеутский и Командорский бассейны, разделенные хребтом Ширшова, заложены на океаническом основании с характерной для коры этого типа структурой аномального магнитного и высокими значениями гравитационного поля интенсивностью до 360 мГал. От Тихоокеанской океанической плиты их отделяет Алеутско-Камандорская островная дуга. Повышенные значения гравитационного поля океанических бассейнов обуславливаются повышенной плотностью океанической коры по сравнению с менее плотной континентальной корой.

Охотоморский окраинный бассейн

Особенности глубинного строения бассейна определяются последовательным развитием восточного фланга Евразийского континента в режиме активной континентальной окраины, заклиниванием субдукционной зоны Охотоморской континентальной плитой и завершающими коллизионными процессами аккреции этих континентальных плит [29, 30]. Аккреционный процесс мела-среднего палеогена привел к заложению складчато-надвиговых деформаций на окраине Евразийского континента, формированию ОЧВП, одноименных сутурной зоны и регионального левостороннего сдвига (рис.1). Перечисленные структуры прослеживаются по геофизическим данным вдоль всего северо-западного побережья Охотского моря [31].

Особое внимание в нашей работе уделено трассированию региональных сдвиговых зон и оперяющих их деформаций, развивающихся вдоль Охотско-Чукотской сутурной зоны и Охотско-Западно-Камчатского блока по особенностям потенциальных геофизических полей и их трансформаций. Выделенные сдвиговые зоны определяют морфологию фундамента и особенности строения структур осадочного чехла, с которыми связываются перспективы нефтегазоносности Примагаданского и Западно-Камчатского шельфа. Главные сдвиги проявляются резким изменением инфраструктуры гравитационного и аномального магнитного полей и особенностями их безэталонной классификации; оперяющие дислокации, как правило, маркируются градиентами геофизических полей (рис.2).

Строение консолидированного фундамента. Охотско-Чукотский региональный сдвиг с обширной сетью оперяющих его деформаций в значительной мере определяет особенности глубинного строения консолидированного фундамента и платформенного чехла северной части Охотоморского региона. Положение и морфология выделяемой нами зоны отличаются от соответствующих параметров Восточно-Азиатской глобальной сдвиговой зоны, обоснованной авторитетным исследователем этого региона В.П.Уткиным [4, 5]. При этом мы солидарны с ним относительно времени заложения сдвиговой зоны (юра – ранний мел – «орогенное сосдвиговое скучивание»; поздний мел – кайнозой – «рифтогенное растяжение блоков коры»). Заложение выделяемой нами сдвиговой зоны относится к позднему мелу и связывается с латеральным смещением Азиатского континента относительно Тихоокеанской океанической плиты [5].

Схожая инфраструктура тектонических деформаций характерна и для Западно-Камчатской сдвиговой зоны. В этом случае направление оси главного сдвига имеет северо-восточное простирание, а горсты и грабены ориентированы субмеридионально, «синтетические» левосторонние сдвиги направлены на север-северо-запад.

Структуры платформенного чехла. Важным источником информации о строении седиментационных бассейнов Северного Приохотья и Западной Камчатки явились результаты сейсморазведочных работ 1980-х годов, выполненных трестом ОАО «Дальморнефтегеофизика». В результате обработки сейсмических данных специалистами ОАО «Дальморнефтегеофизика» построены карты четырех опорных горизонтов, отвечающих основным этапам структурной перестройки бассейнов [6]. Высокое качество и детальность этих схем позволило нам рассматривать их в качестве фактологической основы для оценки характера тектонических деформаций фундамента, определяющих структуру осадочных депрессий региона. С целью изучения оперяющих дислокаций главного Охотско-Чукотского левостороннего сдвига на структурной карте поверхности акустического фундамента вручную были отрисованы оси горстовых и грабеновых структур (рис.3), измерены азимуты простирания их осевых зон и выполнен подсчет количества горстов и грабенов, оси которых ориентированы по каждому десятиградусному интервалу полупространства. Результаты анализа отображены в форме розы-диаграммы (рис.4). Построенная роза-диаграмма показывает, что главными направлениями разрывных дислокаций и, соответственно, осадочных депрессий и горстов являются субширотное (азимут 0-10°) и северо-западное (азимут 160-170°) направления. Подчиненную роль играют дислокации с азимутом простирания 100-120°. Если ориентироваться на параметры эллипсоида деформации левостороннего сдвига (рис.5), то субширотное простирание отвечает направлению Охотско-Чукотского сдвига; северо-западное является главной ориентацией локальных горстов и грабенов; дислокации с азимутом простирания 100-120°, скорее всего, представляют оперяющие сдвиги. Учитывая эти выводы и базируясь на результатах качественной интерпретации геофизических полей, нами была построена геолого-структурная схема, где обозначены горсты и грабены платформенного чехла, границами которых являлись разноориентированные разломы растяжения, сжатия и сдвига, установлен характер изменения мощности кайнозойского чехла и оконтурены крупные осадочные бассейны и локальные структуры (рис.5).

Морфология структур осадочного чехла на рассматриваемой площади в значительной мере определяется тектонической активностью Охотско-Чукотской сдвиговой зоны. Проявление этой региональной дислокации, развивающейся субпараллельно побережью Евразии, привело к заложению крупных продольных впадин и локальных горстов и грабенов, развивающихся в режиме pull-apart.

Продольные присдвиговые бассейны в ареале развития Охотско-Чукотской сдвиговой зоны представляют линейные впадины (грабен-рифты), вытянутые в субширотном направлении. В бассейнах именно этого типа локализована большая часть углеводородных ресурсов Западно-Тихоокеанского региона. При этом синрифтовый комплекс сложен преимущественно континентальными терригенными угленосными формациями, а надрифтовый – прибрежно-морскими, дельтовыми и глубоководными терригенными и терригенно-карбонатными отложениями мезозойско-кайнозойского возраста [33]. Характерным примером структур этого типа является крупный и относительно хорошо изученный Магаданский прогиб, являющийся частью Северо-Охотской перспективно нефтегазоносной области.

Параметры линейного пояса локальных горстов и грабенов, развивающегося параллельно границам плит в тылу Тихоокеанской субдукционной зоны, и ориентация этих структур соответствует теоретической модели бассейна типа pull-apart. В пределах пояса моделируются структуры растяжения, сжатия и сдвига, расположение которых хорошо согласуется с теоретической моделью эллипсоида деформации левостороннего сдвига [32]. Острый угол заложения горстов и грабенов относительно главной оси сдвига позволяет предполагать, что левосторонняя Охотско-Чукотская тектоническая зона имеет значимую компоненту растяжения.

Глубинный разрез. Глубинное строение консолидированного фундамента изучено в сечении геотраверса 2-ДВ-М и базировалось на материалах сейсморазведочных работ (в том числе данных глубинного МОВ-ОГТ) [22], а также данных грави- и магниторазведки. Интерпретация последних выполнялась с использованием алгоритмов решения обратных задач грави- и магниторазведки, разработанных А.Б.Андреевым и И.И.Приезжевым (КОСКАД 3D) [23], М.Б.Штокаленко [34], А.И.Атаковым [35] и Ю.П.Горячевым (БАЛТИКА) [36]. Расчет особых точек поля выполнен способом деконволюции Эйлера [37, 38]. Совместная интерпретация результатов инверсии потенциальных полей в сочетании с данными сейсморазведки позволила изучить основные черты строения земной коры и особенности морфологии структур фундамента и осадочного чехла. На рис.6, б представлены петроплотностная и петромагнитная модели разреза земной коры, параметры которых в латеральном измерении обоснованы увязкой со схемой тектонического районирования консолидированного фундамента (см. рис.1); в радиальном измерении – результатами решения прямой и обратных задач геофизики. Достоверность моделирования иллюстрируется высоким совпадением кривых наблюденных гравитационного и аномального магнитного полей и соответствующих расчетных кривых (рис.6, а). На рис.6, в продемонстрирована приуроченность особых точек к рифтогенным структурам. На трассах особых точек, рассчитанных с использованием алгоритма деконволюции Вернера, проявляются особенности морфологии рифтогенной структуры и положение ее глубинного канала.

Материалы сейсморазведочных работ МОВ-ОГТ на Примагаданском и Западно-Камчатском шельфах, в том числе пересчитанные в показатели «рефлективности» (рис.6, г) [39], характеризуют морфологию границ платформенного чехла и радиальную расслоенность консолидированного фундамента. Комплексный анализ этих разнотипных данных позволяет обосновать морфологию платформенного чехла с выделением рифтогенных структур, выполнить моделирование Охотско-Чукотской сутурной зоны и блоков консолидированного фундамента окраины Евразийского континента и Охотоморского мегаблока.

Дискуссия

Выполненные исследования свидетельствуют о том, что тектонические деформации, связанные с Охотско-Чукотской сдвиговой зоной, контролируют формирование обширной сети оперяющих дислокаций северного фланга Охотоморского мегабассейна [19]. В кайнозое в этом поясе происходило формирование впадин двух типов: крупных присдвиговых продольных депрессий и сдвиго-раздвиговых впадин типа pull-apart, ориентированных под углом к оси главного сдвига. В соответствии с классической моделью левостороннего сдвига [32] здесь моделируется полный набор структур растяжения (рифтовых грабенов, разделяемых горстами), сжатия и сдвига. На разрезе моделируются «структуры цветка», характерные для областей развития сдвиговых деформаций с компонентой растяжения. Широкое распространение горстов и грабенов в пределах Примагаданского шельфа обусловило формирование локальных структур – первоочередных объектов поисковых работ на углеводороды.

Геодинамические обстановки формирования потенциально нефтегазоносных структур. Многолетние геолого-геофизические исследования континентальной части Евразии и акватории Дальнего Востока обеспечили относительно высокий уровень их изученности. Однако накопленный фактический материал геотектонически интерпретируется крайне многообразно и противоречиво. Одними из наиболее спорных вопросов являются оценки времени и геодинамических обстановок формирования потенциально нефтегазоносных структур Охотоморского региона, что, с нашей точки зрения, является ключом к расшифровке процессов аккумуляции и консервации углеводородов [27, 28]. В рамках настоящей статьи представлены результаты изучения закономерности локализации разрывных нарушений, а также локальных поднятий и прогибов платформенного чехла в ареале влияния Охотско-Чукотского и Западно-Камчатского региональных сдвигов, пространственное расположение которых согласуется с параметрами эллипсоида деформации левостороннего сдвига [28].

Обоснованные заключения имеют принципиальное значение при проведении поисковых исследований на северном фланге Охотской НГП. Именно в этом регионе на лицензионных участках по результатам сейсморазведки выделяется ряд локальных антиклинальных структур. Основные перспективы нефтегазоносности в Северо-Охотском прогибе связываются с нижнекайнозойским комплексом, который находится в главной зоне нефтеобразования (ПК₃-МК₁) и обладает заметным генерационным потенциалом [16]. Закартированные в ходе исследований горстовые поднятия позволяют обосновать положение первоочередных объектов нефтегазопоисков по структурному критерию. Отметим, что в регионе существует проблема обнаружения качественных коллекторов.

Заключение

Изучение закономерностей локализации разрывных нарушений, горстов и грабенов в ареале развития региональных сдвиговых зон Северо-Охотского осадочного бассейна позволило обосновать закономерности пространственного расположения Охотско-Чукотского и Западно-Камчатского региональных сдвигов и оперяющих их локальных структур растяжения, сжатия и сдвига.

Так, в ареале влияния Охотско-Чукотской сдвиговой зоны нашими исследованиями установлено, что осадочные депрессии и горсты имеют северо-западное простирание (азимут 160-170°); субширотные структуры локализуются согласно направлению главной оси сдвиговой зоны; дислокации с азимутом простирания 100-120°, скорее всего, являются оперяющими сдвигами. Аналогичные заключения о структуре деформаций и критериях нефтегазоносности получены для ареала развития Западно-Камчатской сдвиговой зоны.

Выполненные построения расширяют познания о закономерностях размещения структур, перспективных на углеводородное сырье, и новых нестандартных критериях нефтегазоносности региона, что может быть использовано для определения направлений дальнейших поисково-разведочных работ [40, 41]. Эти заключения открывают путь к выделению наиболее перспективных (по структурному критерию) площадей с целью постановки детальных поисковых работ в пределах северного фланга Охотской НГП для определения участков улучшенных коллекторских свойств пород.

Литература

1. Харахинов В.В. Геодинамические условия формирования осадочных (нефтегазоносных и потенциально нефтегазоносных) систем Охотоморского региона // Геология нефти и газа. 2020. № 1. С. 81-99. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-1-81-99
2. Fangzheng Jiao, Yu Yang, Qi Ran et al. Distribution and gas exploration of the strike–slip faults in the central Sichuan Basin // Natural Gas Industry B. 2022. Vol. 9. Iss. 1. P. 63-72. DOI: 10.1016/j.ngib.2021.08.018
3. Guang Zhu, Cheng Liu, Chengchuan Gu et al. Oceanic plate subduction history in the western Pacific Ocean: Constraint from late Mesozoic evolution of the Tan-Lu Fault Zone // Science China Earth Sciences. 2018. Vol. 61. Iss. 4. P. 386-405. DOI: 10.1007/s11430-017-9136-4
4. Уткин В.П., Митрохин А.Н., Неволин П.Л. Сдвиговый континентальный рифтогенез восточной окраины Азии // Литосфера. 2016. № 4. С. 5-29.
5. Уткин В.П. Сдвиговый тектогенез и структурообразующее течение коровых масс Азиатско-Тихоокеанской зоны перехода // Литосфера. 2019. Т. 19. № 5. С. 780-799. DOI: 10.24930/1681-9004-2019-19-5-780-799
6. Петровская Н.А., Грецкая Е.В. Перспективы нефтегазоносности Шелиховского осадочного бассейна // Разведка и охрана недр. 2017. № 2. С. 31-37.
7. Setiadi I., Setyanta B., Nainggolan T.B., Widodo J. Delineation of Sedimentary Subbasin and Subsurface Interpretation East Java Basin in the Madura Strait and Surrounding Area Based on Gravity Data Analysis // Bulletin of the Marine Geology. 2019. Vol. 34. № 1. P. 1-16. DOI: 10.32693/bomg.34.1.2019.621
8. Mann P. Comparison of Structural Styles and Giant Hydrocarbon Occurrences within Four Active Strike-slip Regions: California, Southern Caribbean, Sumatra, and East China // Tectonics and Sedimentation: Implications for Petroleum Systems. American Association of Petroleum Geologists, 2012. P. 43-93. DOI: 10.1306/13351548M100861
9. Caiwei Fan. Tectonic deformation features and petroleum geological significance in Yinggehai large strike-slip basin, South China Sea // Petroleum Exploration and Development. 2018. Vol. 45. Iss. 2. P. 204-214. DOI: 10.1016/S1876-3804(18)30024-7
10. Zhang Jing, Li Wei, Wu Zhiping et al. Structural Characteristics of Tan-Lu Fault Zone in South Area of Bohai Sea and Its Control on Basin Structure // Earth Science. 2017. Vol. 42. № 9. P. 1549-1564. DOI: 10.3799/dqkx.2017.110
11. Guang Zhu, Guo Sheng Liu, Man Lan Niu et al. Syn-collisional transform faulting of the Tan-Lu fault zone, East China // International Journal of Earth Sciences. 2009. Vol. 98. Iss. 1. P. 135-155. DOI: 10.1007/s00531-007-0225-8
12. Smit J., Brun J.-P., Cloetingh S., Ben-Avraham Z. Pull-apart basin formation and development in narrow transform zones with application to the Dead Sea Basin // Tectonics. 2008. Vol. 27. Iss. 6. № TC6018. DOI: 10.1029/2007TC002119
13. Schattner U., Weinberger R. A mid-Pleistocene deformation transition in the Hula basin, northern Israel: Implications for the tectonic evolution of the Dead Sea Fault // Geochemistry, Geophysics, Geosystems. 2008. Vol. 9. Iss. 7. № Q07009. DOI: 10.1029/2007GC001937
14. Heimann A., Zilberman E., Amit R., Frieslander U. Northward migration of the southern diagonal fault of the Hula pull-apart basin, Dead Sea Transform, northern Israel // Tectonophysics. 2009. Vol. 476. Iss. 3-4. P. 496-511. DOI: 10.1016/j.tecto.2009.07.024
15. Arkle J.C., Weber J., Enkelmann E. et al. Exhumation of the Coastal Metamorphic Belt Above the Subduction-to-Transform Transition, in the Southeast Caribbean Plate Corner // Tectonics. 2021. Vol. 40. Iss. 8. № e2020TC006414. DOI: 10.1029/2020TC006414
16. Маргулис Л.С., Подольский Ю.В., Боровиков И.С., Пылина Л.М. Состояние и проблемы воспроизводства сырьевой базы углеводородов // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2013. № 5. С. 19-49.
17. Игнатова В.А. Сравнение геодинамических моделей и нефтегазоносности бассейнов Дальнего Востока России и Юго-Восточной Азии // Тихоокеанская геология. 2010. Т. 29. № 2. С. 27-42.
18. Алексеев В.И. Глубинное строение и геодинамические условия гранитоидного магматизма Востока России // Записки Горного института. 2020. Т. 243. С. 259-265. DOI: 10.31897/PMI.2020.3.259
19. Большакова Н.В. Глубинное строение северного фланга Охотской нефтегазоносной провинции по данным комплексных геолого-геофизических исследований: Автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. наук. СПб: Санкт-Петербургский горный университет, 2022. 20 с.
20. Кашубин С.Н., Петров О.В., Шокальский С.П. и др. Глубинное строение земной коры Северо-Восточной Евразии и ее континентальных окраин // Геодинамика и тектонофизика. 2021. Т. 12. № 2. С. 199-224. DOI: 10.5800/GT-2021-12-2-0521
21. Павленкова Н.И., Кашубин С.Н., Гонтовая Л.И., Павленкова Г.А. Глубинное строение и геодинамика Охотского региона // Региональная геология и металлогения. 2018. № 76. С. 70-82.
22. Сакулина Т.С., Каленич А.П., Атаков А.И. и др. Геологическая модель Охотоморского региона по данным опорных профилей 1-ОМ и 2-ДВ-М // Разведка и охрана недр. 2011. № 10. С. 11-17.
23. Петров А.В., Юдин Д.Б., Хоу Сюели. Обработка и интерпретация геофизических данных методами вероятностно-статистического подхода с использованием компьютерной технологии «КОСКАД 3D» // Вестник Камчатской региональной ассоциации «Учебно-научный центр». Серия: Науки о Земле. 2010. Вып. 16. № 2. С. 126-132.
24. Данильев С.М., Секерина Д.Д., Данильева Н.А. Локализация участков развития геомеханических процессов в подземных выработках по результатам трансформационно-классификационного анализа сейсморазведочных данных // Записки Горного института. 2024. Т. 266. С. 260-271.
25. Яковлева А.А., Мовчан И.Б., Мединская Д.К., Садыкова З.И. Количественные интерпретации потенциальных полей: от параметрических пересчетов к геоструктурным // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2023. Т. 334. № 11. С. 198-215. DOI: 10.18799/24131830/2023/11/4152
26. Yakovleva A.A., Movchan I.B., Shaygallyamova Z.I. Dynamic response of multi-scale geophysical systems: waves and practical applications // Philosophical Transactions of the Royal Society A. 2022. Vol. 380. Iss. 2237. № 20210403. DOI: 10.1098/rsta.2021.0403
27. Шапиро М.Н., Соловьев А.В. Кинематическая модель формирования Олюторско-Камчатской складчатой области // Геология и геофизика. 2009. Т. 50. № 8. С. 863-880.
28. Калинин Д.Ф., Егоров А.С., Большакова Н.В. Потенциальная нефтегазоносность Западно-Камчатского побережья и ее связь со структурно-тектоническим строением Охотоморского региона по геофизическим данным // Вестник Камчатской региональной ассоциации «Учебно-научный центр». Серия: Науки о Земле. 2022. Вып. 53. № 1. С. 59-75. DOI: 10.31431/1816-5524-2022-1-53-59-75
29. Крикун Н.С., Бабенко И.А., Таловина И.В., Дурягина А.М. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности неогеновых отложений южного сегмента Курильской островодужной системы // Russian Journal of Earth Sciences. 2024. Т. 24. № 2. № ES2001. DOI: 10.2205/2024es000905
30. Крикун Н.С., Абдрахманов И., Таловина И. Изучение дизъюнктивной сети о. Кунашир (Курильские острова) с целью реконструкции особенностей его тектонического развития // Russian Journal of Earth Sciences. 2024. Т. 24. № 2. № ES2012. DOI: 10.2205/2024es000915
31. Егоров А.С., Большакова Н.В., Калинин Д.Ф., Агеев А.С. Глубинное строение, тектоника и геодинамика Охотоморского региона и структур его складчатого обрамления // Записки Горного института. 2022. Т. 257. С. 703-719. DOI: 10.31897/PMI.2022.63
32. Park R.G. Geological Structures and Moving Plates. Springer, 1988. 337 p.
33. Белонин М.Д., Григоренко Ю.Н., Маргулис Л.С. и др. Разведочный потенциал Западной Камчатки и сопредельного шельфа (нефть и газ). СПб: Недра, 2003. 120 с.
34. Алексеев С.Г., Сенчина Н.П., Шаткевич С.Ю., Штокаленко М.Б. Достоинства и недостатки томографии потенциальных полей // Вопросы теории и практики геологической интерпретации геофизических полей: Материалы 43-й сессии Международного научного семинара им. Д.Г. Успенского, 26-30 января 2016, Воронеж, Россия. Воронеж: Издательско-полиграфический центр «Научная книга», 2016. С. 10-13.
35. Дмитриева Л.К., Атаков А.И., Матвеев Ю.И., Рослов Ю.В. Создание геофизического обеспечения Госгеолкарты-1000/3 и изучение глубинного строения шельфа Российской Федерации по геотраверсам // Региональная геология и металлогения. 2007. № 33. С. 76-78.
36. Горячев Ю.П., Добрынина М.И. Новые возможности интерпретационной системы БАЛТИКА при поисках трубок взрыва по материалам аэромагнитных съемок // Геофизика. 2003. № 3. С. 64-66.
37. Сенчина Н.П., Асосков А.Е., Горелик Г.Д. Evaluation of Displacements Caused by Strike-Slip Deformations Using Correlation Characteristics Based on Potential Field Data // Russian Journal of Earth Sciences. 2023. Т. 23. № 4. № ES4013 (in English). DOI: 10.2205/2023ES000847
38. Сенчина Н.П., Асосков А.Е. Реконструкционный подход к интерпретации сдвиговых структур по геофизическим данным // Недропользование XXI век. 2023. № 5-6 (101). С. 50-57.
39. Сысоев А.П., Зайцев С.А. Отдельные вопросы динамической инверсии волнового поля // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2023. № 3 (55). С. 52-58. DOI: 10.20403/2078-0575-2023-3-52-58
40. Litvinenko V. The Role of Hydrocarbons in the Global Energy Agenda: The Focus on Liquefied Natural Gas // Resources. 2020. Vol. 9. Iss. 5. № 264. DOI: 10.3390/resources9050059
41. Prischepa O.M., Kireev S.B., Nefedov Yu.V. et al. Theoretical and methodological approaches to identifying deep accumulations of oil and gas in oil and gas basins of the Russian Federation // Frontiers in Earth Science. 2023. Vol. 11. № 1192051. DOI: 10.3389/feart.2023.1192051