Море Лаптевых — перспективный район России для прироста нефтегазовых ресурсов и запасов. В регионе проведены сейсморазведочные работы МОВ ОГ Т (13 630 км профилей), пробурено 60 скважин, в основном на севере Сибирской платформы, включая южную часть акватории. В 2017 г. в акватории Хатангского залива компанией «Роснефть» открыто нефтяное месторождение Центрально-Ольгинское.

К настоящему времени построены тектонические схемы рассматриваемого региона, схемы нефтегазогеологического районирования по крупным элементам, в значительной степени различающиеся у разных авторов и в результатах, и в подходах [1–7].
Учитывая выход нефтегазовых компаний в море Лаптевых с поисковыми работами, представляется необходимым дать прогноз зон нефтегазонакопления в пределах выделенных нефтегазоносных областей. Обосновать их перспективы по конкретным комплексам отложений.
В тектоническом отношении рассматриваемая часть моря Лаптевых относится к Енисей-Хатангскому региональному прогибу и частично к Южно-Лаптевской синеклизе (рис. 1) [4].

В нефтегазогеологическом отношении рассматриваемый регион входит в Анабаро-Хатангскую нефтегазоносную область (НГО).
На выявленных месторождениях и разведочных площадях промышленные притоки углеводородов получены в пермо-триасовых отложениях, а непромышленные — и в юрско-меловой части разреза (рис. 2–3, табл. 1) [1, 3, 6].

Как видно из рисунков 2, 3, нефтяные залежи открыты в нижнепермских (нижнекожевниковская свита), в верхнепермских (верхнекожевниковская свита) и одна в нижнетриасовых (туримисская свита) отложениях. Причем на Центрально-Ольгинском месторождении запасы нефти
по категории С₂+С₁ составили 81 млн тонн и поставлены на Госбаланс.
Региональные флюидоупоры представлены отложениями ыстанахской и чекановской свит (нижний триас) для пермских залежей и нефтегазопроявлений на всех площадях. Осипайский региональный флюидоупор (J₁) экранирует триасовые залежи и проявления, верхнеюрский — проявления
в среднеюрских отложениях. Под среднеюрским флюидоупором зафиксировано
одно проявление (рис. 2).

Центрально-Ольгинское нефтяное месторождение расположено в Хатангском заливе, на полуострове Хара-Тумус. Открыто НК «Роснефть» в 2017 году. Площадь лицензионного участка 17,218 тыс. км², который частично расположен на шельфе, глубина моря 32 м. По нефтегазогеологическому районированию входит в Анабаро-Хатангскую НГО.
В тектоническом отношении месторождение приурочено к Косистому куполовидному поднятию, площадью 565 км², амплитудой 275 м.

Поднятие осложнено тремя куполами — Центрально-Ольгинским, Ольгинским и Кожевниковским. В рельефе кровли пермских отложений поднятие оконтурено на отметке 1 300 м, площадь 25 км², амплитуда 25 м.
Два других купола: Кожевниковское и Ольгинское локальные поднятия — контролируются изогипсой - 1 250 м и имеют площади соответственно 85 и 140 км², высоты 225 и 160 м.

На абсолютной отметке - 1 300 м эти купола формируют единую положительную структуру — Кожевниковское поднятие.
Нордвикское нефтяное месторождение приурочено к антиклинальному поднятию, прорванному соляным штоком, разбитому разрывными нарушениями. Вскрыт разрез меловых, юрских, триасовых и пермских отложений. Нефтепроявления отмечены по всему разрезу. Нефтяная залежь открыта в песчаниках среднего триаса на глубине 90–120 м в многолетней мерзлоте, которая играет роль флюидоупора. Пористость составляет 20 %, проницаемость — 0,038 мкм². Максимальные значения: пористость 25–28 %, проницаемость 0,300–0,400 мкм². Плотность нефти 0,943 г/см³ (при 20 °С), содержание смол 38 %, серы 1,62 %. Газ состоит из метана (81 %) и тяжелых УВ (до 8 %). Толщина криолитозоны превышает 600 м.

Ильинское нефтяное месторождение приурочено к одноименному поднятию, разбитому нарушениями. Установлена нефтеносность в нижней и верхней перми. Залежи антиклинальные пластовые, тектонически и литологически экранированные. Коллекторы представлены песчаниками, толщиной от 0 до 49 м, пористость достигает 24 %, проницаемость 0,019 мкм².
Дебиты не превышают 056 м³/сут. Плотность нефти от 0,831 до 0,965 г/м³, содержание
серы 1,16–2,54 %, асфальтенов 1,48–5,15 %, парафинов 1,09–2,83 %. Толщина криолитозоны достигает 615 м.

Кожевниковское нефтяное месторождение приурочено к прорванному соляному куполу поднятия, разбитому разрывными нарушениями. Вскрыт разрез от нижнего мела до нижней перми включительно. Установлена нефтеносность песчаников (до 1 285 м) в отложениях юры и мела, среднего триаса и нижнекожевниковской подсвиты нижней перми. Флюидоупоры — аргиллиты и туфолавы верхней перми. Залежи пластовые, сводовые, контролируются соляным куполом, тектонически и литологически экранированные. Дебиты не превышают 0,45 м³/сут (для нефти)
и 9,1 м³/сут (для воды). Из триасовых отложений дебит воды составил 13,2 м³/сут.
Пористость песчаников до 25 %, проницаемость 0,03 км². Толщина криолитозоны 615 м.
Южно-Тигянское нефтяное месторождение открыто в восточной части Анабаро-
Хатангской НГО, в Белогоро-Тигянском НГР. Здесь по горизонтам триаса, перми и кембрия подготовлено сейсморазведочными работами около 30 % всего резервного фонда локальных ловушек.

Южно-Тигянское месторождение приурочено к Тигяно-Анабарской зоне дислокаций. Максимальная нефтеносность связана с песчаниками нижнекожевниковской свиты. По поводу возраста этих отложений у специалистов нет однозначного решения. Для продуктивного горизонта характерно резко неоднородное строение. Нефтенасыщенность зависит от ФЕС песчаников, а не от гипсометрического положения интервала залегания коллекторов. Открытая пористость, в среднем, составляет 11 %, проницаемость, в среднем, 0,004 мкм² (до 0,068 мкм² — максимально). Из трех выделенных пластов наилучшими ФЕС обладает средний пласт (XI горизонт).
Размеры XI горизонта 6×19 км, амплитуда ловушки 400–600 м. Притоки нефти составили от первых десятков литров до 2–15 м³/сут. Дебит газа достигал 300–470 м³/сут. Кровля пласта на глубине
от 1 700 до 2 500 м.

На основе проанализированного геолого-геофизического материала, учитывая предстоящий в ближней и среднесрочной перспективе выход нефтегазовых компаний с поисково-разведочными работами в море Лаптевых, представляется целесообразным дать прогноз зон нефтегазонакопления в регионе. Это может помочь при выборе направления работ и лицензионного участка.
По результатам анализа тектонического строения литолого-фациального состава отложений, петрофизических свойств пород-коллекторов, опробования скважин и материалов по оценке нефтегазогенерационного потенциала на близлежащей суше (по аналогии) предлагаем выделить прогнозные и вероятностные зоны нефтегазонакопления.

Ориентируясь на полученные результаты по Центрально-Ольгинскому нефтяному месторождению и строение Косистого куполовидного поднятия, выделяем прогнозную зону нефтегазонакопления в ареале Косистого поднятия (рис. 1). Зону нефтегазонакопления в ареале месторождения Нордвик как вероятную, учитывая полупромышленный приток нефти и недоизученность месторождения. Ильинско-Кожевниковскую и Южно-Тигянскую (включая Чайдакское месторождение) зоны вероятного нефтегазонакопления в связи с низкими дебитами нефти пробуренных скважин и сложным строением месторождений (рис. 1).