авторефераты диссертаций www.z-pdf.ru
БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
 

На правах рукописи

ФИЛИПЦОВ Юрий Алексеевич

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ВЕРХНЕГО ПРОТЕРОЗОЯ

ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

25.00.12 – Геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора геолого-минералогических наук

Новосибирск

2015

диссертационного совета,

к.г.-м.н.

8(383)3309517

Е.А. Костырева

Работа выполнена в Департаменте по недропользованию по Центрально-

Сибирскому округу

Официальные оппоненты:

Баженова Татьяна Константиновна,

доктор геолого-минералогических наук, профессор, Федеральное госу-

дарственное унитарное предприятие «Всероссийский нефтяной науч-

но-исследовательский геологоразведочный институт», главный науч-

ный сотрудник;

Грунис Евгений Борисович,

доктор геолого-минералогических наук, профессор, Открытое акцио-

нерное общество «Институт геологии и разработки горючих ископае-

мых», руководитель Дирекции по науке;

Сафронов Александр Федотович,

доктор геолого-минералогических наук, чл.-корр. РАН, профессор,

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт

проблем нефти и газа Сибирского отделения Российской академии

наук, директор.

Ведущая организация:

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский

научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (ФГУП

«ВНИГНИ»).

Защита состоится 25 марта 2016 г. в 10 часов на заседании диссертаци-

онного совета Д 003.068.02 на базе Федерального государственного бюджетно-

го учреждения науки Института нефтегазовой геологии и геофизики

им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, в кон-

ференц-зале.

Отзывы в двух экземплярах, оформленные в соответствии с требовани-

ями Минобрнауки России (см. вклейку), просим направлять по адресу:

630090, г. Новосибирск, просп. Акад. Коптюга, 3;

факс (8-383) 330-28-07, 333-25-13,

e-mail: KostyrevaEA@ipgg.sbras.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на официальном

сайте ИНГГ СО РАН

http://www.ipgg.sbras.ru/ru/education/commettee/FiliptsovYuA

Автореферат разослан «25» января 2016 г.

Ученый секретарь

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Объектом исследования представленной работы являются промыш-

ленно нефтегазоносные верхнепротерозойские отложения западной части

Сибирской платформы, которая в настоящее время остается одной из не-

многих континентальных частей России с высокими перспективами откры-

тия новых крупных месторождений нефти и газа.

В то же время, успешность нефтегазопоисковых работ, проводимых на

этой территории, зависит от решения ключевых проблем, связанных с осо-

бенностями ее геологического строения.

Прежде всего, следует отметить широкий стратиграфический диапазон

(от рифея до кайнозоя) и литологическую разнородность отложений оса-

дочного чехла западной части Сибирской платформы. Особым осложняю-

щим фактором является повсеместное присутствие в осадочном чехле меж-

пластовых и секущих интрузий основного состава, внедрившихся на ранне-

триасовом трапповом этапе развития платформы.

На территории западной части Сибирской платформы в настоящее время

промышленно нефтегазоносными являются карбонатные породы-коллекторы

рифея и терригенные и карбонатные коллекторы венда, слагающие глубокие

горизонты осадочного чехла. Несмотря на все вышеперечисленные сложно-

сти, запасы нефти и газа (суммарно по категориям С и С ) открытые в насто-

ящее время в 16 месторождениях западной части Сибирской платформы

очень значительны и составляют более 930 млн т нефти (извлекаемых) и 1

трлн м3 газа.

Актуальность представленной работы заключается в необходимости

обеспечения на перспективу ресурсами нефти и газа реализуемых на изуча-

емой территории крупных проектов нефтегазодобычи. В соответствии с

имеющимися сегодня на государственном балансе полезных ископаемых

запасами и конъюнктурой мирового рынка, в 2014 г. было начато строи-

тельство нефтепровода «Тайшет – Куюмба», протяженностью более 700 км,

рассчитанного на прокачку 15 млн т нефти ежегодно. Строительство долж-

но завершиться в конце 2016 г. Нефтепровод свяжет уникальные Юрубче-

но-Тохомское и Куюмбинское месторождения с нефтепроводной системой

ВСТО (Восточная Сибирь – Тихий океан) и позволит России поставлять

дополнительные объемы нефти на бурно развивающиеся рынки юго-

восточной Азии.

В случае успешного начала промышленной добычи нефти на место-

рождениях западной части Сибирской платформы, возможно увеличение

пропускной способности нефтепровода, которое потребует ускоренного

прироста ресурсной базы. Прирост запасов нефти необходим также для

поддержания объемов добычи на высоком уровне в течение длительного

времени. В то же время успешность открытия новых месторождений нефти

1

1

2

и газа в западной части Сибирской платформы в значительной мере зависит

от точности наших представлений о ее геологическом строении и верности

прогнозов ее нефтегазоперспективности.

Байкитская антеклиза и примыкающие к ней районы на западе Красно-

ярского края являются регионом, где доказана промышленная нефтегазо-

носность и открыты уникальные месторождения в самых древних осадоч-

ных комплексах протерозоя. Отдельные проблемы нефтегазоносности верх-

него протерозоя запада Сибирской платформы (рифея и венда) рассматри-

вались и ранее многими исследователями (Баженова Т.К., Гришин М.П.,

Кащенко С.А., Конторович А.Э., Конторович А.А., Кренцлер Б.Б., Кузнецов

Л.Л., Кринин В.А., Левченко И.Г., Скоробогатых П.П., Старосельцев В.С.,

Сурков В.С., Трофимук А.А.), в том числе и автором. Однако крупных

обобщений по объекту исследований в целом с учетом принципиально важ-

ных новейших материалов до последнего времени не было. Сказанное крат-

ко характеризует разработанность темы настоящего исследования.

Первые теоретические идеи по проблемам нефтегазоносности докем-

брия принадлежали В.И. Вернадскому, М.А. Усову, И.С. Грамбергу, А.А.

Трофимуку. При анализе геологии и нефтегазоносности докембрия автор

опирался на методологические и теоретические разработки научных школ

Н.Б. Вассоевича, А.Э. Конторовича, Ю.А. Косыгина, А.В. Сидоренко, Б.С.

Соколова, А.А. Трофимука, которые они адаптировали к изучению геологии

и нефтегазоносности докембрия.

В работе автор широко использовал методы стратиграфии, принятые

при корреляции докембрийских осадочных толщ, сейсмостратиграфический

анализ, методы тектонического, седиментологического анализа, аналитиче-

ские методы и методы интерпретации, принятые в органической геохимии и

т.д.

Представленная работа обобщает большой объем полученных в по-

следние годы результатов бурения, сейсморазведочных работ и аналитиче-

ских исследований. Целью ее является выявление ключевых факторов,

определивших масштабы нефтегазоносности отложений рифея и венда, и

оценка перспектив нефтегазоносности западной части Сибирской платфор-

мы.

Для достижения поставленной цели было необходимо решить следу-

ющие задачи.

1. Рассмотреть имеющиеся в настоящее время представления о геоло-

гическом строении западной части Сибирской платформы и, используя ре-

зультаты геолого-геофизических и буровых работ последних 10 – 15 лет,

представить вариант сопоставления стратиграфических разрезов рифейских

отложений разных районов Сибирской платформы и ее складчатого обрам-

ления.

2

2. Выполнить тектоническое районирование верхнепротерозойского

подэтажа района исследований с учетом новейших данных глубокого буре-

ния и сейсморазведки.

3. На основе изучения геологического строения территории исследова-

ния, обогащенности вскрытых скважинами отложений рифея и венда орга-

ническим веществом (ОВ), детального изучения органической геохимии

углеродистых рифейских и вендских отложений, выделить возможные

нефтегазоматеринские отложения и провести сравнение состава битумоид-

ной части ОВ и нефтей западной части Сибирской платформы.

4. На основе изучения катагенетической преобразованности ОВ ри-

фейских и вендских отложений воссоздать историю формирования катаге-

нетической зональности в осадочном чехле западной части Сибирской

платформы, провести реконструкцию истории нефтегазообразования, выде-

лить очаги нефтегазогенерации и зоны нефтегазонакопления с прогнозом

фазового состава залежей углеводородов (УВ).

5. Выполнить оценку перспектив нефтегазоносности и выработать ре-

комендации по направлениям дальнейшего изучения объекта исследований.

Фактическим материалом для обобщения в представленной работе

послужили результаты бурения параметрических, поисковых и разведочных

скважин (более 300), накопленные за все время проведения нефтегазопоис-

ковых работ в западной части Сибирской платформы. Также были проана-

лизированы и обобщены данные региональных сейсмических и комплекс-

ных геофизических работ по более чем 40 тыс. км профилей, выполненных

в последние годы по усложненным методикам, что дало возможность зна-

чительно повысить информативность окончательных временных разрезов.

Материалом для изучения рассеянного органического вещества (РОВ)

рифейских и вендских отложений являлся, прежде всего, керн более 140

параметрических, поисковых и разведочных скважин и образцы горных

пород из обнажений Енисейского кряжа (на реках Ангара с притоками и

Иркинеева), Курейско-Бакланихинского мегавала Сибирской платформы

(на р. Сухая Тунгуска), опробование которых осуществил лично автор в

течение 1994–2013 гг., при выполнении работ по заказу Комитета природ-

ных ресурсов по Красноярскому краю и, в дальнейшем, в частном порядке.

Всего было отобрано и проанализировано методом пиролиза Rock-Eval бо-

лее 1500 проб рифейских и вендских отложений западной части Сибирской

платформы. Также были проанализированы в СНИИГГиМС и ИНГГ СО

РАН отобранные автором 23 большие пробы пород рифея и венда и дана

детальная характеристика выделенных керогенов и битумоидов. Дополни-

тельно были привлечены результаты анализа 29 проб керогена, отобранных

другими исследователями и проанализированных в СНИИГГиМС.

В представленной работе были использованы результаты детального

анализа нефтей, проведенного в ИНГГ СО РАН. Всего было изучено 17

3

зультатов исследования.

Научная новизна

1. Доказано существование единой системы рифейских прогибов, про-

тягивающихся под чехлом венд-фанерозойских отложений западной части

Сибирской платформы и разделенных протяженными выступами кристал-

лического фундамента.

2. Разрезы рифейских отложений Катангской седловины, Байкитской

антеклизы и Чадобецкого поднятия Сибирской платформы скоррелированы

между собой и сопоставлены с разрезами рифея Ангаро-Питского синкли-

нория Енисейского кряжа. Обосновано, что разрез рифейских отложений

Катангской седловины надстраивается сверху отложениями, одновозраст-

ными породам камовской серии Байкитской антеклизы, которые в свою

очередь перекрываются отложениями, обнажающимися на Чадобецком

поднятии.

3. Основными нефтегазогенерирующими породами в западной части

Сибирской платформы являлись углеродистые отложения рифея (широкого

стратиграфического диапазона) и в меньшей степени – венда. Рифейские

нефтегазоматеринские породы сохранили к началу вендских погружений

различный в разных районах остаточный генерационный потенциал.

Залежи нефти и газа, которые могли формироваться в рифейское вре-

мя, были в основном разрушены на предвендском эрозионном этапе разви-

тия территории, в течение которого были эродированы и вмещавшие их

рифейские отложения мощностью до 3–6 км. Значительный размыв отло-

жений зафиксирован по геолого-геофизическим данным и в осевых частях

рифейских прогибов, и в краевых частях (являвшихся зонами аккумуляции

УВ, мигрировавших на этапе рифейских погружений). Менее значительные

погружения отложений в рифее зафиксированы на восточном борту Ангаро-

Котуйского прогиба.

Глубоко погружавшиеся в рифее углеродистые материнские породы

реализовали свой потенциал генерации нефти еще на рифейском этапе раз-

вития. На этапе венд-фанерозойских погружений (в районах, где они пре-

взошли рифейские по глубине, а главное – по температуре прогрева отло-

жений) эти углеродистые породы могли генерировать газовые углеводород-

ные флюиды.

Менее преобразованные в рифейское время углеродистые отложения

реализовали свой нефте-, а затем газогенерационный потенциал в районах

4

проб нефтей Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений, по

одной пробе нефти из Шушукского месторождения и залежи на Сейсмораз-

ведочной площади и одна проба конденсата из скв. Аргишская-273.

Все это в совокупности, а также учет новейших теоретических разра-

боток в области теории образования нефти определяет достоверность ре-

глубокого их погружения в венд-фанерозойское время (после перекрытия

их надежными соленосными флюидоупорами венда и кембрия).

В районах глубоких фанерозойских погружений – очагах нефтегазоге-

нерации реализовали свой потенциал и вышележащие вендские материн-

ские породы.

4. В результате проведенного обобщения доказаны высокие перспекти-

вы открытия новых залежей нефти и газа в пределах выделенных ранее

Юрубчено-Тохомской и Собинско-Тэтэринской зон нефтегазонакопления с

расширением их нефтегазоносных площадей. Впервые выделена Котуйская

(Прианабарская) зона нефтегазонакопления. На склонах Байкитской ан-

теклизы, Катангской седловины, Бахтинского мегавыступа и на Богучано-

Манзинском выступе Присаяно-Енисейской синеклизы выделены несколько

зон, которые могут содержать газоконденсатные залежи в рифейских отло-

жениях и в нижней части вендских отложений и, возможно, нефтегазокон-

денсатные залежи в карбонатных коллекторах верхней части венда.

Личный вклад. Автор участвует в работах по изучению геологии и

обоснованию перспектив нефтегазоносности западной части Сибирской

платформы без малого тридцать лет, участвовал во всех работах, выпол-

нявшихся в СНИИГГИМСе и его Красноярском филиале по оценке пер-

спектив нефтегазоносности Красноярского края с 1987 г. В течение 1994–

2002 гг. автор лично опробовал керн, направил на исследования органиче-

ского вещества коллекции образцов из более 140 параметрических и нефте-

газопоисковых скважин, пробуренных на территории западной части Си-

бирской платформы, и обнажений рифейских углеродистых отложений на

Енисейском кряже и в Туруханском районе, а после получения результатов

исследований – проанализировал полученные данные. В последние годы

являлся непосредственным участником обоснования и постановки работ по

бурению параметрических скважин Аргишская-273, Майгуннская-275 и

Чункинская-282 и значительной части сейсморазведочных работ, выпол-

ненных на территории западной части Сибирской платформы в 2002–2014

гг.

Апробация работы. Основные положения работы докладывались на

Всероссийских и региональных конференциях «Нефтегазовая геология на

рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений»

(Санкт-Петербург, 1999), «Актуальные вопросы природопользования и пути

эффективного освоения минеральных ресурсов Эвенкии» (Тура; Красно-

ярск, 2001), «Проблемы нефтегазоносности Сибирской платформы» (Ново-

сибирск, 2003), «Пути повышения эффективности геолого-разведочных ра-

бот на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия)» (Ново-

сибирск, 2006), «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Центральной

Сибири и прилегающих территорий» (Красноярск, 2007), «Геология, геофи-

5

зика и минеральное сырье Сибири» (Новосибирск, 2014), на многочислен-

ных совещаниях в Роснедра России.

По теме диссертации опубликовано 27 работ, 19 из которых в соавтор-

стве, в том числе в научных изданиях, рекомендованных перечнем ВАК,

опубликовано 11 работ.

Практическая реализация. Выводы и рекомендации автора, получен-

ные в результате проведенных исследований, позволили обосновать и выпол-

нить в 2004–2014 гг. сейсморазведочные и комплексные геофизические рабо-

ты более чем по 30 объектам государственного заказа, бурение параметриче-

ских скважин Аргишская-273, Майгуннская-275 и Чункинская-282, подгото-

вить к лицензированию и распределить недропользователям более 10 новых

участков недр.

Параметрическая скв. Аргишская-273, пробуренная на склоне Байкит-

ской антеклизы, дала приток конденсатного газа из прикровельной части

рифейских доломитов, открыв газоконденсатную залежь.

Защищаемые положения

1. Рифейские отложения широко распространены в западной части Си-

бирской платформы и образуют единую систему, состоящую из протяжен-

ных Ангаро-Котуйского и Приенисейского прогибов. Мощность рифейских

отложений в приосевых частях прогибов достигает 6–10 км. Рифейские про-

гибы и обрамляющие их обширные выступы кристаллического фундамента

пенепленизированы и плащеобразно перекрыты венд-фанерозойскими от-

ложениями.

2. Рифейские отложения краевых частей прогибов содержат мощные тол-

щи карбонатных пород, которые при погружении к осевым частям прогибов

фациально замещаются карбонатно-терригенными и терригенными отложени-

ями.

Рифейские отложения Катангской седловины надстраиваются разрезом

отложений, одновозрастных камовской серии Байкитской антеклизы, кото-

рый, в свою очередь, перекрывается рифейскими отложениями, обнажаю-

щимися на Чадобецком поднятии.

3. Основными материнскими породами (для рифей-вендского уровня

нефтегазонакопления) в западной части Сибирской платформы (установ-

ленными в настоящее время) являются рифейские отложения. В меньшем

объеме участвовали в генерации нефти и газа пачки углеродистых аргилли-

тов и алевролитов некоторых разрезов венда.

Принципиально важным для нефтегазоносности западной части Си-

бирской платформы является остаточный генерационный потенциал ри-

фейских отложений, который они сохранили к началу вендского времени.

Высокий потенциал генерации нефти к началу вендского этапа осадко-

накопления сохранили (и впоследствии реализовали на большей части тер-

ритории распространения) пачки углеродистых аргиллитов ирэмэкенской

6

толщи, углеродистых аргиллитов и мергелей аянской толщи. Газогенераци-

онные возможности сохранились к началу венда у более древних (или у бо-

лее глубоко преобразованных молодых) рифейских отложений и были реа-

лизованы в фанерозое в областях глубоких погружений этих отложений.

4. Очаги нефтегазогенерации на венд-фанерозойском этапе развития

западной части Сибирской платформы формировались в зонах наибольшего

погружения отложений в прогибах и в центральных частях синеклиз, после-

довательно увеличиваясь в размерах при вовлечении в погружение все бо-

лее обширных территорий распространения нефтегазоматеринских отложе-

ний. Фазовый состав углеводородов, мигрировавших из очагов генерации,

зависел от остаточного (к началу венда) генерационного потенциала ри-

фейских материнских отложений и максимальных глубин палеозойских и

раннетриасового погружений рифейских и вендских материнских пород.

5. Главными зонами нефтегазонакопления в западной части Сибирской

платформы, в которых имеются все предпосылки для открытия новых ме-

сторождений в рифейских и вендских отложениях, являются выделенные

ранее нефтегазоносные Юрубчено-Тохомская и Собинско-Тэтэринская зо-

ны. Преимущественно газоконденсатные залежи прогнозируются в Нижне-

ангарской, Тынепской, Чункинско-Учаминской, Илимпейской, Богучано-

Манзинской зонах нефтегазонакопления. Впервые выделена Котуйская

(Прианабарская) зона нефтегазонакопления, которая должна содержать га-

зоконденсатные (в западной части) и нефтегазоконденсатные (в северо-

восточной части) залежей.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четы-

рех глав и заключения, общим объемом 449 страниц машинописного текста,

содержит 173 рисунка, 55 таблиц и список цитируемой литературы из 251

наименования.

Благодарности. Автор начал свою научную деятельность в Краснояр-

ском филиале СНИИГГИМСа под руководством известного сибирского гео-

лога и геохимика С. А. Кащенко, сотрудничество с которым сформировало

круг его профессиональных интересов. Чувство глубокой признательности

С.А. Кащенко за искреннее и высокопрофессиональное общение автор

несет через всю свою жизнь.

В своей работе над диссертацией автор пользовался возможностями

лабораторной базы и результатами многолетних исследований специали-

стов сибирской школы геологов и геохимиков-нефтяников, создателем ко-

торой является академик А.Э. Конторович. Автор считает себя членом этой

научной школы.

Особую признательность автор приносит своим старшим коллегам Ни-

колаю Владимировичу Мельникову и Валерию Степановичу Старосельцеву,

общение с которыми в течение долгих лет помогало автору точнее форму-

7

лировать задачи исследования и решать возникающие сложности и проти-

воречия.

В процессе выполнения работы автор пользовался консультациями и

обсуждал различные аспекты разрабатываемых проблем с В.А. Каширце-

вым, Г.Д. Назимковым, А.С. Ефимовым, П.Н. Соболевым, а также со мно-

гими другими своими коллегами: А.Ф. Бабинцевым, А.К. Битнером,

В.А. Богданом, Л.И. Богородской, В.И. Вальчаком, Н.А. Горюновым, А.А. Ев-

графовым,

А.А. Жеребцовым,

Н.А.

Зощенко,

В.И. Кандауровым,

В.А. Крининым, А.И. Ларичевым, Н.В. Лопатиным, В.Н. Меленевским,

В.И. Москвиным, А.П. Романовым, Е.В. Смирновым, А.Н. Фоминым, В.Г. Ху-

дорожковым, В.И. Чекановым, М.В. Чусовым и мн. др.

На ранних этапах исследования помощь автору в подготовке рисунков

и таблиц, составлении некоторых геологических и палеотектонических раз-

резов оказали Л.Н. Болдушевская, И.В. Давыдова и Ю.В. Шеходанова.

В подготовке к изучению материалов фондовых исследований неоце-

нимую помощь оказала Т.Л. Лужбина.

Всем коллегам, способствовавшим выполнению работы, автор ис-

кренне признателен.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводятся сведения об объекте исследования, обос-

новывается актуальность проделанной работы, указываются основные цели

и задачи исследования. Даются сведения о фактическом материале, методах

исследования, личном вкладе автора, апробации и практической реализации

работы. Указывается научная новизна и защищаемые положения.

В первой главе дается характеристика геологического строения за-

падной части Сибирской платформы. Представлено сопоставление страти-

графической шкалы верхнего протерозоя Сибирской платформы с россий-

ской и международной шкалами. Приведены сведения о вскрытом скважи-

нами кристаллическом фундаменте и о тектонике венд-фанерозойской части

осадочного чехла, дана литолого-стратиграфическая характеристика ри-

фейских и вендских отложений, вскрытых скважинами на Байкитской ан-

теклизе и в пределах Катангской седловины, а также обнажающихся на

Чадбецком поднятии, Анабарской антеклизе, Енисейском кряже, Курейско-

Бакланихинском мегавалу, в Игарском районе и на юго-западном склоне

Хантайско-Рыбнинского мегавала.

Одним из основных результатов проведенных исследований яви-

лось доказательство существования в западной части Сибирской платфор-

мы (под плащеобразно залегающими венд-фанерозойскими отложениями)

единой системы рифейских прогибов, разделенных блоками более древнего:

архей-раннепротерозойского фундамента преимущественно гранитоидного

состава.

8

В настоящее время, в структуре рифейского комплекса отложений

западной части Сибирской платформы следует выделять единую систему

прогибов, которые можно разделить на Приенисейский и Ангаро-Котуйский

прогибы (Рисунок 1). Названия, как и разделение прогибов на ячеи были

предложены В.С. Старосельцевым, который раньше уже выделял Ангаро-

Котуйский прогиб.

Приенисейский прогиб является краевым для Сибирской платфор-

мы и разделяется на две обособленные по совокупности структурно-

вещественных характеристик ячеи: Нижневельминско-Туруханскую на се-

вере и Присаяно-Тасеевскую на юге. Их сочленение по существу включает

Ангаро-Питский синклинорий Енисейского кряжа.

Ангаро-Котуйский рифейский прогиб является внутриплатформен-

ным. Он начинается на юге от входящего (по Н.С. Шатскому) Иркинеевского

угла западной границы Сибирской платформы и прослеживается на восток до

Чадобецкого поднятия и далее – до пос. Ванавара (где его осевая часть испыты-

вает поворот на север) и прослеживается, до широтного течения р. Нижняя

Тунгуска и затем – далее на север, до бассейна нижнего течения р. Котуй. Юж-

ная ячея этого прогиба выделялась первоначально в качестве Иркинеево-

Чадобецкого (Ю.А. Косыгиным и др.), а затем Иркинеево-Ванаварского ри-

фейского авлакогена (В.С. Сурковым и др.). В бассейне нижнего течения

р. Котуй ранее М.К. Калинко выделялся Нижнекотуйский рифейский прогиб, а

затем В.С. Сурковым с соавторами более протяженный – Котуйско-

Вовуканский осадочный бассейн (авлакоген).

Субмеридиональная ячея Ангаро-Котуйского прогиба впервые бы-

ла пересечена сейсмическим профилем Батолит на участке от Мадринской и

Куюмбинской площадей до границ Эвенкии (на востоке) и впоследствии

прослежена в северном направлении до р. Нижняя Тунгуска региональными

профилями Чуньская – Лебяжинская, Светлая – Хошонская и более север-

ными профилями Кислоканской и других площадей. В последнее время по

данным северного участка регионального профиля Алтай – Северная Земля

(от скв. Аргишская-273 до скв. Чириндинская-271), профиля: Хошонская –

р. Мойеро (от скв. Хошонская-256 в северном направлении до р. Мойеро) и

двух рассечек к этим профилям доказано ее продолжение на север и соеди-

нение в единый прогиб с выделенным ранее М.К. Калинко Нижнекотуйским

прогибом. Восточный борт этого прогиба обнажается на земной поверхно-

сти в пределах Анабарской антеклизы (см. рисунок 1).

9

Рисунок 1 – Схема рифейских прогибов западной части Сибирской платформы

Прогибы: А – Приенисейский с Нижневельминско-Туруханской (А ) и Присая-

но-Тасеевской (А2) ячеями, Б – Ангаро-Котуйский с Иркинеево-Ванаварской

(Б ) и Чуньско-Котуйской (Б ) ячеями.

Нижневельминско-Туруханская ячея Приенисейского прогиба про-

слеживается с севера на юг на субширотных профилях Бахтинской и Под-

каменной площадей. На севере этого прогиба рифейские отложения выкли-

ниваются в направлении с запада на восток при приближении к Сурингда-

конскому своду, в пределах которого установлен обширный выход на пред-

вендскую эрозионную поверхность гранитоидов кристаллического фунда-

мента. На юге площадь распространения в восточном от Енисейского кряжа

10

1

1

2

направлении рифейских отложений также ограничена выходом на пред-

вендский эрозионный срез гранитоидов, вскрытых скважинами Енгидин-

ская-154, Куюмбинская-401, Юрубченская-112 в пределах Камовского сво-

да Байкитской антеклизы.

Северная часть Присаяно-Тасеевской ячеи Приенисейского прогиба

намечена субширотными профилями Богучано-Манзинской площади. Пол-

ностью эта секция прогиба была впервые пересечена южным отрезком ре-

гионального профиля Алтай – Северная Земля на участке от р. Ангара до

Восточных Саян (см. рисунок 1). В строении всех вышеназванных ри-

фейских прогибов проявились общие черты. Это, прежде всего, большая

мощность рифейских и, вероятно, более древних протерозойских отложе-

ний.

Второй характерной чертой является их синклинорное строение.

При погружении слоев в сторону осевых частей прогибов мощность ри-

фейских отложений наращивается все более молодыми образованиями, но,

в то же время, появляется и более древний комплекс отложений, судя по

сейсмическим данным отсутствующий на бортах прогибов.

Далее в первой главе приводятся сведения о литолого-фациальных

замещениях рифейских отложений, проявляющихся при прослеживании их

от краевых частей рифейских прогибов к их осевым, наиболее прогнутым

частям. При этом мощные доломитовые толщи краевых частей замещаются

более глубоководными терригенно-карбонатными и глинистыми отложени-

ями меньшей мощности, с формированием некомпенсированных осадками

впадин, которые позже были заполнены более молодыми толщами заполне-

ния клиноформного строения (Рисунок 2).

Здесь и далее R, R и R – регионально прослеживаемые на Бай-

китской антеклизе отражающие горизонты, соответствующие кровле вэд-

рэшевской толщи, копчерской толще и подошве токурской толщи соответ-

ственно.

Выявленные закономерности в изменении литолого-фациального

облика рифейских отложений при продвижении от краевой части Иркинее-

во-Ванаварской секции Ангаро-Котуйского прогиба к его ядру позволили

увязать разрез скв. Хоркичская-1 с верхней частью куюмбинской толщи.

Вскрытые этой скважиной породы характеризуют зону фациального пере-

хода от шельфовых преимущественно строматолитовых доломитов куюм-

бинской толщи (развитых в северо-западной краевой части рифейского про-

гиба) к бассейновым преимущественно глинистым отложениям централь-

ных наиболее удаленных от берега и наиболее погруженных его частей.

11

4

3

2

Рисунок 2 – Характер волновой картины на временном разрезе по профилю

1608105

Далее представлено сопоставление разрезов рифея Байкитской ан-

теклизы и Ангаро-Питского синклинория Енисейского кряжа. На основе

анализа полученных в последние годы новых сейсморазведочных данных и

результатов бурения показано, что отмеченные на профилях южного склона

Байкитской антеклизы особенности фациальных изменений рифейских от-

ложений с замещением образований карбонатных краевых платформ юруб-

ченского, куюмбинского и т. д. времени бассейновыми образованиями про-

явились и на профилях зоны сочленения Сибирской платформы и Енисей-

ского кряжа.

Проведенный анализ показал, что значительный вклад в формиро-

вание современной разломно-складчатой структуры восточной части Ени-

сейского кряжа внесли позднерифейские тектонические движения и дли-

тельный предвендский (предтасеевский) размыв накопившихся отложений.

Последовавшая за этим в позднем рифее стабилизация тектонического ре-

жима способствовала значительной пенепленизации как территории внут-

ренних районов Сибирской платформы, так и ее краевых частей, включая и

территорию современных обрамляющих складчатых областей. Возобно-

вившееся в венде осадконакопление зафиксировало масштабы позднери-

12

фейских событий с формированием самого значительного в чехле Сибир-

ской платформы несогласия.

Шовная зона сочленения Сибирской платформы и Енисейского

кряжа формировалась на протяжении всей истории геологического развития

региона. При этом площадь складчатых образований Енисейского кряжа

последовательно возрастала с начала венда и доныне за счет вовлечения в

дислокации примыкающих краевых частей Сибирской платформы. Уста-

новленное на Енисейском кряже широкое развитие фациальных замещений

рифейских отложений в широком стратиграфическом диапазоне прослежи-

вается и в пределах Сибирской платформы в Иркинеево-Ванаварской части

Ангаро-Котуйского прогиба.

Далее приведены материалы по сопоставлению разрезов рифея

Байкитской антеклизы, Чадобецкого поднятия и Катангской седловины. На

Рисунке 3, который показывает композитный профиль, пересекающий Ча-

добецкое поднятие, протрассированы отражающие границы R и R, хорошо

прослеживающиеся как на северо-западном, так и на восточном склонах

поднятия. Особенно хорошо коррелируется группа из двух близко располо-

женных границ, нижняя из которых по данным бурения и сейсморазведки

на Камовском своде Байкитской антеклизы надежно сопоставлена с R (см.

рисунок 2). В ядре Чадобецкого поднятия на земной поверхности обнажает-

ся семеновская свита, представленная сланцами глинистыми, в верхней ча-

сти углеродистыми, и алевроглинистыми сланцами, с подчиненными про-

слоями песчаников и кварцитов, мощностью более 1050 м. Перекрывается

семеновская свита дольчиковской свитой мощностью 520 м, сложенной из-

вестняками. Профиль проходит по отложениям дольчиковской свиты и, та-

ким образом, комплекс отложений из этих двух свит (расположенный над

отражением R, соответствующим подошве токурской толщи камовской

серии Байкитской антеклизы) надстраивает разрез камовской серии сверху

2

4

2

2

(см. рисунок 3).

Далее представленный на рисунке 3 профиль был сопоставлен с серией

профилей, протягивающихся на Катангскую седловину, включая Собинский

вал.

13

Рисунок 3 – Фрагмент временного разреза по рассечке к профилю Алтай – Се-

верная Земля, состыкованный с профилем 016993

Композитные профили, составленные из наиболее информативных

отрезков временных разрезов, несмотря на наличие зон потери отражений

или их существенного ослабления, показали пологое моноклинальное воз-

дымание рифейских пластов в восточном направлении. Следует отметить,

что более простое, чем на Камовском своде Байкитской антеклизы строение

рифея в пределах восточного борта Ангаро-Котуйского прогиба было уста-

новлено ранее не только по данным профиля Батолит (см. рисунок 1), но и

по материалам северо-западного отрезка профиля Кежма – Предпатомский

прогиб (от пос. Кежма на Ангаре до Предпатомского прогиба). С учетом

всех полученных ранее данных бурения, представленные сейсмические ма-

териалы позволили достаточно надежно скоррелировать границу R с кров-

лей аянской толщи Катангского разреза рифея, которая выходит на пред-

вендскую эрозионную поверхность в пределах Собинского вала и вскрыта

многими скважинами.

Таким образом, в отличие от большинства вариантов сопоставления

Байкитского и Катангского комплексов рифейских отложений, предлагав-

шихся ранее, новые сейсморазведочные материалы показывают, что разрез

рифея Катангской седловины более древний, чем вскрытый на Байкитской

антеклизе разрез камовской серии. Самая верхняя часть вскрытого в преде-

лах Катангской седловины разреза: ушиктинская толща соответствует ни-

зам камовской серии: юрубченской – мадринской толщам, а аянская толща

Катангского разреза сопоставляется с вэдрэшевской толщей Байкитского

разреза (Рисунок 4). Комплекс отложений, соответствующий Катангскому

14

4

разрезу рифея, присутствует и на северном борту Ангаро-Котуйского про-

гиба (см. рисунок 3). Ниже границы R (глубже забоя скв. Хоркичская-1)

прослеживаются отчетливые отражения в интервале не менее 1,5 с. Эти от-

ложения так же моноклинально воздымаются по направлению к Камовско-

му своду Байкитской антеклизы, как и в пределах Катангской седловины –

по направлению к Непско-Ботуобинской антеклизе.

Сопоставление разрезов рифея Байкитской антеклизы и Ангаро-

Питского синклинория Енисейского кряжа с использованием новых сей-

сморазведочных данных позволило выявить, что отражающий горизонт R

(соответствующий подошве токурской толщи) погружается под комплекс

отложений, обнажающихся на Иркинеевском выступе. Детальный анализ

показал, что этот отражающий горизонт непосредственно перекрывается

комплексом отложений тунгусикской серии, что хорошо сопоставляется с

материалами Е.М. Хабарова с соавторами, согласно которым к верхнему

рифею на Байкитской антеклизе могут быть отнесены только самые верхние

толщи изученного разреза: токурская и ирэмэкенская (см. рисунок 4).

Завершается первая глава рассмотрением состава и строения венд-

ского комплекса западной части Сибирской платформы. Вендский комплекс

южной половины территории исследования изучался на основе данных бу-

рения и сейсморазведки. Наиболее полное обобщение данных по распро-

странению, фациальным замещениям и районированию вендских отложе-

ний представлено Н.В. Мельниковым. В то же время сведения о составе,

мощности и стратиграфической полноте разрезов вендских отложений Ку-

рейской синеклизы в настоящее время крайне скудны.

Сейсмические материалы, полученные в последнее время на север-

ном отрезке профиля Алтай – Северная Земля (от р. Нижняя Тунгуска до

скв. Чириндинская-271) свидетельствуют, что нижняя часть вендских отло-

жений по направлению на север от скв. Аргишская-273 плавно наращивает-

ся в мощности и достигает максимума в самой погруженной части Курей-

ской синеклизы. Эта часть соответствует терригенному комплексу венда,

представленному в пределах Катангской седловины ванаварской свитой. В

скв. Аргишская-373 мощность ванаварской свиты составляет 41 м. При по-

гружении в Курейской синеклизу временная мощность всего вендского ин-

тервала достигает 700 мс. Наибольшей прирост нижней части разреза венда

отмечается на профиле севернее скв. Кочечумская-2 (см. рисунок 1). Верх-

няя часть вендского комплекса при погружении в Курейскую синеклизу

также значительно наращивается в мощности. Максимальная общая мощ-

ность венда фиксируется в самой погруженной части Курейской синеклизы.

Еще далее к северу от самых погруженных частей синеклизы мощность

венда остается значительной, лишь немного сокращаясь в районе скв. Чи-

риндинская-271 (до 650 мс на временном разрезе), где сохраняются как

нижняя, так и верхняя части вендского комплекса.

15

4

2

Рисунок 4 – Схема сопоставления разрезов рифея юго-восточной части Енисей-

ского кряжа, Чадобецкого поднятия, Камовского свода Байкитской антеклизы и

Катангской седловины

Сопоставление данных, полученных при сейсморазведочных рабо-

тах и бурении скважин с материалами геологосъемочных работ в юго-

западной части Анабарской антеклизы позволило выявить еще одну важную

в плане прогноза нефтегазоносности особенность вендского комплекса от-

ложений. Вендские отложения, обнажающиеся на дневной поверхности на

Анабарской антеклизе (практически на продолжении к северу отработанно-

го отрезка профиля Алтай – Северная Земля и профиля Хошонская – Мойе-

16

ро) представлены старореченской и немакит-далдынской свитами. Староре-

ченская свита является стратиграфическим аналогом бюкской или оскобин-

ской свит (тирский горизонт). По данным геолого-съемочных работ она

полностью выклинивается на правом берегу р. Котуйкан при продвижении с

юга на север вдоль субмеридионального течения р. Котуй.

По направлению к югу мощность старореченской свиты постепенно

увеличивается и достигает 260 м на самом юго-западе территории ее рас-

пространения на дневной поверхности. В этом районе в ее составе закарти-

рована нижняя гипсоносная толща доломитов (начинающаяся пачкой из-

вестняково-доломитовых брекчий мощностью от 1,5 до 30 м), верхняя тол-

ща серых, кремовых доломитов и темно-серых и коричневых битуминозных

доломитов.

Нижняя толща гипсоносных доломитов представлена переслаива-

ющимися белыми гипсами с доломитами, гипсоносными доломитами, из-

вестковистыми и глинистыми доломитами и доломитистыми известняками.

Гипс наблюдается в виде пластов мощностью от 1 до 15 м, прослеживаю-

щихся на десятки километров и в виде линз мощностью до 5 м, протягива-

ющихся на расстоянии до 700 м. Один пласт гипса мощностью 10–15 м

(приуроченный к средней части гипсоносной пачки) достаточно четко про-

слеживается по всему району. Характерно, что в более северных районах

распространения старореченской свиты, из разреза исчезает как толща гип-

соносных доломитов так и пачка известняково-доломитовых брекчий ее

основания.

Сопоставление вышеприведенных сведений с новыми сейсморазве-

дочными данными, полученными на региональных профилях, позволяет

отождествить верхнюю часть вендского комплекса (характеризующуюся

клинообразно увеличивающейся при погружении в Курейскую синеклизу

мощностью) с отложениями бюкской (оскобинской), катангской, собинской

и тэтэрской свит. При этом бюкская свита соответствует старореченской

свите, а катангская, собинская и тэтэрская свиты – немакит-далдынской

свите западного и юго-западного Прианабарья. Увеличение мощности ста-

рореченской свиты в юго-западной части Анабарской антеклизы перед по-

гружением ее под вышележащие венд-палеозойские отложения, появление в

ее составе гипсов и дальнейшее увеличение мощности этой части отложе-

ний, наблюдаемое на временных разрезах, позволяют предположить появ-

ление в ее литологическом составе, наряду с ангидритами, также пластов

каменной соли, которые при этом в настоящее время должны быть распро-

странены на значительной части самых погруженных впадин Курейской

синеклизы и на примыкающем юго-западном склоне Анабарской антекли-

зы. Пачка известняково-доломитовых брекчий, наблюдающаяся в районе

развития наиболее гипсоносных разрезов старореченской свиты, в этом

случае может быть интерпретирована как соленосная пачка, подвергшаяся

17

полному выщелачиванию каменной соли в зоне гипергенеза на современной

дневной поверхности.

Следует отметить, что наличие каменной соли в пределах тирского

горизонта Сибирской платформы ранее было установлено в Березовской

впадине и в примыкающих к ней районах Предпатомского регионального

прогиба, в пределах которых развита торсальская соленосная пачка, пред-

ставленная каменной солью с прослоями доломитов, мергелей, аргиллитов

и ангидритов достигающая (по данным Н.В. Мельникова) мощности 125 м в

скв. Эргеджейская-2360.

Новые сейсморазведочные данные, интерпретация которых опира-

ется на результаты бурения скважин и геолого-съемочные исследования

окружающих территорий, позволяют дать прогноз широкого развития в

пределах погруженной части Курейской синеклизы терригенных отложений

нижней части вендского комплекса (непского горизонта) и перекрывающих

флюидоупорных ангидритсодержащих, возможно соленосных карбонатных

отложений (тирского горизонта).

Наличие под вендскими отложениями рифейского прогиба, с уче-

том всех имеющихся сведений по обогащенности рифейских отложений

органическим веществом и истории его катагенетических превращений,

может рассматриваться как основной критерий существования на этапе па-

леозойско-мезозойских погружений мощного очага нефтегенерации и позд-

нее – газогенерации в пределах самых погруженных частей Курейской си-

неклизы с формированием крупной Котуйской (Прианабарской) зоны

нефтегазонакопления, сохранившей доныне свой нефтегазовый потенциал.

Во второй главе рассматривается геохимия органического веще-

ства и нефтей рифейских и вендских отложений западной части Сибирской

платформы. Даны сведения о материале и методах исследования органиче-

ского вещества. На основе пиролиза (Rock Eval) обширных коллекций об-

разцов и детального анализа керогена проведено изучение обогащенности

органическим веществом отложений рифея и венда изучаемой территории и

дана оценка его катагенетической зрелости. Показано, что основными

нефтегазоматеринскими, обогащенными сапропелевым органическим веще-

ством породами (для рифей-вендского уровня нефтегазонакопления) в за-

падной части Сибирской платформы (установленными в настоящее время)

являются рифейские отложения. В меньшей степени могли участвовать в

процессах генерации нефти и газа пачки углеродистых аргиллитов и алев-

ролитов некоторых разрезов венда, в частности чистяковской свиты в пре-

делах Катской впадины и ее обрамления в Присаяно-Енисейской синеклизе.

В составе рифейских отложений в широком стратиграфическом диапа-

зоне установлено несколько обогащенных органическим веществом пачек кар-

бонатно-глинистых и глинистых пород, которые могли служить источниками

нефти и газа для залежей в рифейских и вендских отложениях западной части

18

Далее приведены сведения по изучению группового состава биту-

моидов и углеводородов-биомаркеров в их метанонафтеновых фракциях.

Битумоиды были экстрагированы из органического вещества и твердых

вторичных битумов (асфальтов, асфальтитов и керитов) при выделении ке-

рогенов. В составе фракций насыщенных углеводородов в битумоидах (как

и в нефтях, описанных ниже) было изучено распределение углеводородов

гомологических рядов нормальных алканов, ациклических изопренанов,

стеранов, гопанов, моретанов, три- и тетрацикланов.

Проведенное изучение показало, что для всех рифейских битумо-

идов из скважин (за исключением ирэмэкенского) установлено распределе-

ние трицикланов, характерное для большинства изученных ранее проб ОВ

сапропелевого типа, и близкое к таковому в нефтях Юрубчено-Тохомского,

Собинского и Пайгинского месторождений. Более близкими по характеру

распределения трицикланов к ирэмэкенскому битумоиду являются пробы из

шунтарской свиты. И еще ближе к нему – распределение хейлантанов из

керита (из песчаника киргитейской серии).

Изученные вендские битумоиды отличаются от большинства ри-

фейских проб по распределению трицикланов. Все изученные рифейские и

вендские битумоиды характеризуются выровненным распределением сте-

ранов С

, что значительно отличает их от нефтей Юрубчено-

Тохомского, Собинского, Пайгинского и Шушукского месторождений.

Далее в главе представлены результаты детального анализа физико-

химических свойств и углеводородов-биомаркеров нефтей из скважин

Юрубченского и Терско-Камовского блоков Юрубчено-Тохомского место-

рождения, Куюмбинского и Шушукского месторождений, а также залежи

нефти на Сейсморазведочной площади и конденсата Аргишской площади,

который был проведен группой геохимиков ИНГГ СО РАН под руковод-

ством академика А.Э. Конторовича.

Выяснилось, что, несмотря на сходство по многим показателям,

нефти разных месторождений имеют различия. Прежде всего бросаются в

глаза различия в содержаниях индивидуальных идентифицированных угле-

водородов-биомаркеров (стеранов и терпанов) в отбензиненных нефтях.

Нефти Юрубченского блока и шушукская нефть имеют высокие содержа-

19

Сибирской платформы. Высокий нефтематеринский потенциал имели (и впо-

следствии реализовали на большей части территории) десятиметровая пачка

углеродистых аргиллитов ирэмэкенской толщи (содержащих в среднем более

8 % C ), углеродистых аргиллитов и мергелей аянской толщи (2–3 % С

в

пачках до 70 м). Газогенерационные возможности реализовали в фанерозое

более древние рифейские отложения вэдрэшевской, мадринской и др. толщ или

более молодые отложения высоко катагенетически пробразованные к началу

вендско-фанерозойского этапа осадконакопления в областях глубоких погру-

орг

орг

жений.

27–С

29

ния всех идентифицированных стеранов и терпанов, что проявляется нали-

чием резких четких пиков на масс-фрагментограммах характерных оско-

лочных ионов. Несмотря на близкое к нефтям Юрубченского блока относи-

тельное распределение стеранов и отдельных групп терпанов, нефти Тер-

ско-Камовского блока характеризуются значительно менее выраженными

пиками (а следовательно, и содержаниями) этих индивидуальных углеводо-

родов на масс-фрагментограммах. Такую картину можно объяснить значи-

тельным разбавлением нефтей (идентичных изначально нефтям Юрубчен-

ского блока) новыми порциями углеводородов, генерированных в более

высокотемпературных условиях при прогрессивном погружении и прогреве

территории, например сходными по распределению с Аргишским конденса-

том.

Следует отметить, что распределение стеранов и терпанов, выяв-

ленное в нефтях Юрубченского блока Юрубчено-Тохомского месторожде-

ния (с преобладанием этил-холестанов в составе стеранов и распределением

трицикланов с преобладанием углеводородов С

), характерно также

для насыщенной фракции битумоидов, выделяемых из вторичных твердых

битумов, широко распространенных как в песчаниках терригенных отложе-

ний венда, так и в кавернах доломитовых толщ рифея на Байкитской ан-

теклизе и Кангской седловине, например, как в битумоиде, выделенном из

керита в ванаварских песчаниках из скв. Сейсморазведочная-1. Учитывая

широкое распространение вторичных битумов в коллекторах, многие из

которых в настоящее время являются водонасыщенными, их образование

можно связать с процессами деасфальтизации первичных нефтей в древних

залежах (многие из которых переформированы в настоящее время) в ре-

зультате поступления больших объемов газоконденсатных и газовых флюи-

дов при прогрессивном погружении и прогреве отложений изучаемой тер-

ритории. Распределение углеводородов-биомаркеров во многих нефтях и

вторичных битумах западной части Сибирской платформы не соответствует

таковому в изученных пробах углеродистых пород рифея и венда. Следова-

тельно, вопрос о главном источнике первичных нефтей остается до сих пор

дискуссионным.

В то же время сравнение распределения трицикланов и стеранов

характерных проб нефтей Юрубченского и Терско-Камовского блоков

Юрубчено-Тохомского месторождения, Куюмбинского месторождения и

битумоида ирэмэкенской толщи, детально охарактеризованного выше,

наглядно показывает, что при разбавлении Юрубченских и Терско-

Камовских нефтей порциями углеводородов, с распределением трицикланов

и стеранов как в ирэмэкенском битумоиде, вполне может получиться угле-

водородный флюид, близкий по их распределению к Куюмбинским нефтям.

Геологические данные по распространению углеродистой пачки ирэмэкен-

ской толщи на Куюмбинской площади, с прогнозируемым ее распростране-

20

23–С

25

нием в северо-восточном направлении, в районы, где она погружена на

большие глубины и испытала более значительный прогрев на этапах фане-

розойских погружений, позволяют сделать вывод о высокой вероятности

присутствия углеводородов, генерированных материнскими породами ир-

эмэкенской толщи, в составе Куюмбинских нефтей.

Нефть Шушукского месторождения близка по распределению сте-

ранов и терпанов нефтям Юрубченского блока Терско-Камовского место-

рождения, а нефть из Сейсморазведочной скважины – приближается к

Куюмбинским нефтям.

В третьей главе приводится обоснование шкалы палеоглубинной

зональности катагенеза ОВ отложений западной части Сибирской платфор-

мы. Для обоснования и принятия единой палеоглубинной шкалы катагенеза

ОВ венд-палеозойских отложений был проведен анализ установленных в

настоящее время закономерностей формирования катагенетической зональ-

ности ОВ отложений разных бассейнов, находящихся на разных стадиях

развития.

Наиболее растянутые шкалы катагенеза ОВ установлены в областях

современной лавинной седиментации, таких как Сахалинский шельф, Во-

сточная Камчатка, а также в районах, где наряду с осадконакоплением в

кайнозойское время присутствуют в осадочном разрезе мощные пласты ка-

менной соли (обладающие высокой теплопроводностью) и проявляется со-

ляная тектоника. Сжатые шкалы характерны для древних платформ и нало-

женных прогибов: Донбасса, Кузбасса, Печорского бассейна. Характерной

особенностью всех районов со сжатыми шкалами катагенеза ОВ является

прохождение ими этапа погружения, этапа более или менее значительной

тектонической перестройки и эрозионного этапа (сопровождавшегося уни-

чтожением значительной части отложений, очень трудно поддающейся вос-

становлению при реконструкциях истории развития территории).

Далее были сопоставлены шкалы катагенеза ОВ по Донбассу, Куз-

бассу и Печорскому бассейну с эталонной шкалой катагенеза ОВ, состав-

ленной под руководством автора для мезозойских отложений северо-

востока Западной Сибири (включая и Енисей-Хатангский региональный

прогиб). В целом, шкалы в интервале от верхней границы зоны МК (Д) до

нижней границы зоны АК (Т) очень близки друг к другу по мощности од-

ноименных зон катагенеза ОВ. В то же время, палеоглубинная привязка

этих шкал разная: наименьшая – в Донбассе, наибольшая – в Печорском

бассейне. Характерно, что глубина нижней границы зоны МК (Ж) в Печор-

ском бассейне практически совпадает с таковой для северо-востока Запад-

ной Сибири. Если бы палеоглубины формирования одинаковой катагенети-

ческой преобразованности ОВ отложений Донбасса, Кузбасса, Печорского

бассейна значительно отличались, то неизбежно и сжатость шкал катагенеза

ОВ также была бы различной: больше для районов с небольшой палеоглу-

21

1

1

1

2

биной преобразования ОВ отложений (а значит и с более высоким темпера-

турным градиентом). Так как сжатость шкал близка (а также учитывая

близкую теплопроводную способность похожих по литологическому соста-

ву песчано-глинистых толщ угленосных бассейнов), то и палеоглубинная

привязка этих толщ должна быть близкой. Различия же связаны с недоуче-

том мощностей эродированных отложений: больше для Донбасса и меньше

для Кузбасса.

На основе всего приведенного выше материала, на современной

стадии изученности территории, можно принять палеоглубинную шкалу

катагенеза ОВ, полученную для отложений северо-востока Западной Сиби-

ри, в качестве наиболее обоснованной шкалы для регионов испытавших

прогрессивное погружение с умеренной скоростью накопления осадков на

этапе наибольшего прогрева отложений. Для эталонной палеоглубинной

шкалы катагенеза ОВ северо-востока Западно-Сибирской плиты мощности

зон катагенеза ОВ: ПК(Б), МК (Д), МК (Г), МК (Ж), МК (К) составляют

2800, 820, 570, 460 и 420 м соответственно.

Изучением катагенетической зональности ОВ древних отложений

Сибирской платформы долгое время занимались исследователи СНИИГ-

ГиМС, ВНИГРИ, а в последующем также ИНГГ СО РАН. Богатый материал

по изучению катагенетической преобразованности ОВ древних кембрий-

ских и венд-рифейских отложений Сибирской платформы был получен та-

кими учеными как А.Э. Конторович, С.А. Кащенко, Г.С. Фрадкин,

Т.К. Баженова, Д.И. Дробот, А.И. Ларичев, П.Н. Соболев. Наиболее полная

сводка по особенностям применения методики такого изучения была опуб-

ликована Л.И. Богородской, А.Э. Конторовичем, А.И. Ларичевым сравни-

тельно недавно.

Шкалы катагенеза ОВ, предложенные вышеназванными исследова-

телями на территории западной части Сибирской платформы, различаются

как по значениям палеоглубин, на которых происходило преобразование

ОВ, так и по мощности зон, в которых ОВ имеет одинаковую степень ката-

генетической преобразованности. Значительный послетриасовый подъем

территории Сибирской платформы и размыв части отложений значительной

мощности приводит к большой неопределенности при реконструкции па-

леоглубин их погружения на этапе максимального прогрева и при воссозда-

нии единой палеоглубинной шкалы катагенетической преобразованности

ОВ древних отложений. Вследствие вышеназванных причин разные шкалы

катагенеза

ОВ,

применяемые

А.Э. Конторовичем,

А.И. Ларичевым,

Л.И. Богородской, Т.К. Баженовой и Д.И. Дроботом значительно различа-

ются.

При этом сжатость шкалы Т.К. Баженовой и палеоглубинная при-

вязка практически совпадают со шкалой по Донбассу.

22

1

2

1

1

1

2

3

Сжатость шкалы Д.И. Дробота в интервале от конца жирной до

начала антрацитовой стадий также очень близка к шкале Донбасса. В то же

время шкала Д.И. Дробота имеет более растянутую верхнюю часть.

Шкала А.Э. Конторовича отличается от всех других более значи-

тельной растянутостью. Вероятно, причиной этого является то, что для ее

составления использовались обширные коллекции керогенов из отложений

западной части Сибирской платформы, включая умеренно интрудирован-

ные разрезы Байкитской антеклизы и Катангской седловины и уникально

интрудированные разрезы Бахтинского мегавыступа, с последующим

осреднением данных на общем графике. В результате этого более катагене-

тически преобразованное ОВ верхней части разреза (в результате наложен-

ного траппового прогрева) способствовало сдвиганию вверх границ зон ка-

тагенеза МК (Д) и МК (Г). Примечательно, что глубина нижней границы

зоны МК (Ж) на шкале А.Э. Конторовича и др. очень близка к таковой для

отложений северо-востока Западной Сибири.

Суммируя все вышеизложенное, можно констатировать, что для от-

ложений западной части Сибирской платформы на современной стадии

изученности наиболее обоснованной в настоящее время является шкала ка-

тагенеза ОВ близкая по сжатости к шкалам Донбасса, Кузбасса, Печорского

бассейна и северо-востока Западной Сибири. Палеоглубинная привязка

шкалы близка к привязке шкал Печорского бассейна и северо-востока За-

падно-Сибирской плиты. Эта шкала в настоящее время представляется

наиболее обоснованной для восстановления катагенетической зональности

отложений на этапе палеозойско-мезозойских погружений Сибирской

платформы.

Восстановление палеоглубинной шкалы катагенеза ОВ для рифейского

этапа развития западной части Сибирской платформы в настоящее время – не-

разрешимая задача. Можно только с большой долей вероятности утверждать,

что такая шкала не должна быть более растянутой, чем шкала, принятая для

венд-фанерозойского этапа развития платформы, так как трудно представить,

что на рифейском этапе развития платформы тепловой поток и геотермические

градиенты были меньшими, чем в последующем – на венд-фанерозойском эта-

пе.

Еще одним важным моментом, характеризующим существовавшие

на рифейском этапе осадконакопления условия прогрева погружавшихся

пород, является установленное впервые Т.К. Баженовой на Байкитской ан-

теклизе катагенетическое несогласие между отложениями рифея и перекры-

вающими их отложениями венда. Вследствие складчатого строения ри-

фейского комплекса отложений на Байкитской антеклизе, непосредственно

под субгоризонтально залегающими отложениями венда (на одних и тех же

абсолютных отметках) вскрыты породы как нижней части изученного в

настоящее время разреза (вэдрэшевской и мадринской толщ), так и самой

23

1

2

1

1

2

1

2

3

3

2

1

3

верхней части (ирэмэкенской толщи). ОВ пород вэдрэшевской и мадрин-

ской толщ (выходящих в этом районе на предвендский эрозионный срез),

изученное в образцах керна из скважин Юрубченская-69, -30, Мадринская-

156, преобразовано до стадий МК (К) – МК (ОС). В то же время ОВ пере-

крывающих их отложений венда, по данным многочисленных работ иссле-

дователей СНИИГГиМС и данным автора, преобразовано до стадии

МК (Г), МК (Г) – МК (Ж). Органическое вещество отложений самой мо-

лодой в этом районе рифейской ирэмэкенской толщи, вскрытой в скважинах

Юрубченская-104 и Усть-Камовская-20, также преобразовано до стадии

МК (Г) – МК (Ж). Эти отложения перекрываются вендскими породами без

катагенетического несогласия. Благодаря хорошей разбуренности Камов-

ского свода и достаточно надежной информативности сейсмического мате-

риала, в настоящее время установлено, что истинная мощность интервала

рифейских отложений от границы мадринской-вэдрэшевской толщ до пачки

углеродистых аргиллитов в ирэмэкенской толще (где был проведен отбор

изученных проб) составляет около 3 км. Из этого следует, что на рифейском

этапе развития вэдрэшевская и мадринская толщи в изученном районе по-

гружались более чем на 3 км, и ОВ в этих толщах достигло степени катаге-

неза МК (К) – МК (ОС). Даже если принять для этой территории шкалу

катагенеза ОВ на этапе наибольших погружений в рифее примерно такой

же, как обоснованная выше для венд-фанерозойского этапа развития, то ОВ

ирэмэкенской толщи, имея в настоящее время преобразованность МК (Г) –

МК (Ж), не могло быть настолько прогрето еще в рифее. Чтобы достичь

наблюдаемой сегодня зрелости, ОВ ирэмэкенской толщи должно было ис-

пытать дополнительный прогрев уже в фанерозое. И, следовательно, гене-

рировать дополнительные количества углеводородов, которые под вышеле-

жащими мощными соленосными кембрийскими экранами, должны были

аккумулироваться в ловушках.

Восстановление существовавшего в рифее температурного режима

будет продолжено в дальнейшем, при поступлении новых данных по вновь

пробуренным скважинам. Сегодня же можно принять, что шкала катагенеза

ОВ, обоснованная для территории западной части Сибирской платформы на

венд-фанерозойском этапе ее развития, может быть условно применена и

для реконструкции развития платформы на рифейском этапе, в качестве

наиболее растянутой из возможных.

В четвертой главе рассмотрена история нефтегазообразования и

дан прогноз зон нефтегазонакопления. Для реконструкции истории нефтега-

зообразования в рифейских и вендских отложениях западной части Сибир-

ской платформы были использованы все приведенные выше сведения о гео-

логическом строении территории. С учетом данных о степени катагенетиче-

ской преобразованности ОВ рифейских и вендских отложений были по-

строены палеоразрезы отложений, которые позволили наглядно показать

24

1

2

3

3

2

2

1

1

2

2

1

2

возникновение очагов нефтегазогенерации и развитие их на протяжении

геологического времени.

Из представленных материалов следует, что ОВ значительной части

рифейских отложений в приосевой зоне Иркинеево-Ванаварской ячеи Анга-

ро-Котуйского прогиба было преобразовано еще в рифее до высоких ста-

дий: МК (К) и выше. На этапе предвендского воздымания и эрозии отло-

жений львиная часть рифейских пород, содержавших катагенетически слабо

измененное ОВ, в этом районе была уничтожена эрозией. Только в самых

молодых отложениях погруженных приосевых частей сформировавшихся

прогибов и впадин сохранились породы с ОВ, преобразованным до стадии

МК (Ж) и меньше. Также сохранились отложения с невысокой степенью

катагенетической преобразованности ОВ в краевых частях Ангаро-

1

3

2

Котуйского прогиба.

С возобновлением осадконакопления на венд-фанерозойском этапе

развития эти слабо преобразованные рифейские породы были погружены на

глубины главной зоны нефтеобразования (нефтяного окна) и ниже, реализовав

практически весь свой остаточный нефте-, а затем и газогенерационный потен-

циал.

Вендские отложения к концу ордовикско-силурийского этапа по-

гружения на территории южных склонов Байкитской антеклизы погрузи-

лись на глубины, соответствующие началу главной зоны нефтеобразования.

В то же время в пределах Присаяно-Енисейской синеклизы вендские отло-

жения вошли в зону генерации нефти еще в конце кембрия и в ордовикско-

силурийское время погрузились в глубинную зону генерации газа.

Учитывая появление в составе чистяковской свиты венда в южной

части Ангарской зоны складчатых дислокаций значительных по мощности

пачек пород, содержащих обогащенные ОВ пропластки аргиллитов (данные

Т.К. Баженовой по скв. Берямбинская-2), следует выделить в вендской ча-

сти разреза в пределах Мурско-Чунской и Катской впадин Присаяно-

Енисейской синеклизы очаг нефтегазогенерации, который мог служить до-

полнительным источником углеводородов для формировавшихся ловушек в

Ангарской зоне складок.

Несколько иначе выглядит история формирования наблюдаемой

ныне катагенетической преобразованности ОВ рифейских отложений во-

сточной части Ангаро-Котуйского прогиба, в пределах Чуньско-Котуйской

ячеи.

Как было выявлено при изучении керогена, ОВ берейской толщи в

скв. Чемдальская-115 в настоящее время имеет катагенетическую преобра-

зованность, соответствующую градации МК (Ж), а ОВ аянской толщи в скв.

Собинская-9 – градации МК (Г). Такая невысокая преобразованность ОВ

является максимально возможной для этих пород на рифейском этапе по-

гружения описываемого района. На предвендском эрозионном этапе значи-

25

2

2

1

тельная часть накопившихся ранее рифейских отложений была уничтожена,

но оставшиеся отложения на большой площади (и на значительную мощ-

ность) сохранили нереализованным свой генерационный (в том числе

нефтегенерационный – с преобразованностью ОВ не выше МК (Ж)) потен-

циал.

В отличие от более западных (на Байкитской антеклизе), северных

(в Курейской синеклизе) и юго-западных (в Катской впадине Присаяно-

Енисейской синеклизы) районов, на территории восточной части Ангаро-

Котуйского прогиба (в районе Катангской седловины) максимальные палео-

зойские погружения были менее значительными и завершились не в ордо-

вике-силуре, а в конце кембрия.

Более значительные погружения данная территория испытала в

раннетриасовое время, когда произошло и внедрение в осадочный чехол

интрузивных силлов и секущих тел основных пород. В это время рифейские

углеродистые осадочные породы реализовали свой нефтегазогенерацион-

ный потенциал, и катагенетическая преобразованность заключенного в них

ОВ значительно возросла (по сравнению с достигнутой в рифее).

Важно отметить, что такая тенденция – сохранения нереализован-

ным генерационного потенциала ОВ значительной части рифейских отло-

жений вплоть до начала венд-фанерозойских погружений территории, ха-

рактерна в целом для восточного борта Ангаро-Котуйского прогиба, протя-

гивающегося на север до Анабарской антеклизы.

Еще в 1980-х гг. Т.К. Баженова показала, что углеродистые отложе-

ния нижнерифейской устьильинской свиты Анабарской антеклизы преобра-

зованы не более чем до стадии МК (Г). В последнее время результаты де-

тальных исследований ОВ этих отложений опубликовали О.С. Пономарева

и П.Н. Соболев. По их данным, преобразованность углеродистых отложе-

ний устьильинской свиты соответствует градациям МК (Г) – МК (Ж).

Таким образом, несмотря на более древний возраст рифейских отло-

жений восточного борта Ангаро-Котуйского прогиба, вскрытых скважинами на

Катангской седловине и обнажающихся в настоящее время на Анабарской ан-

теклизе, их погружения на рифейском этапе осадконакопления были относи-

тельно небольшими. В обоих случаях верхняя часть рифейского комплекса от-

ложений сохранила нереализованным значительную часть своего нефтегенера-

ционного потенциала к началу венда. Пологое погружение отложений рифея от

восточной границы Ангаро-Котуйского прогиба и в целом достаточно надежно

установленная по сейсмическим и буровым данным ее прямолинейность поз-

воляют интерполировать данные по Катангской седловине и Анабарской ан-

теклизе на всю восточную часть Чуньско-Котуйской ячеи и прогнозировать

сходную степень катагенетической преобразованности ОВ рифейских отложе-

ний (сохранившихся к началу венд-фанерозойского этапа осаконакопления) на

всем ее протяжении. В дальнейшем, на фанерозойском этапе развития, районы

26

2

1

2

1

2

2

современной Анабарской антеклизы и (в меньшей степени) Катангской седло-

вины отставали в погружении от остальной части территории распространения

рифейского комплекса, и в их пределах доныне сохранились рифейские угле-

родистые отложения с относительно невысокой степенью катагенеза ОВ. Тер-

ритория юго-восточного борта Курейской синеклизы погрузилась (по кровле

рифея) в палеозое, а затем еще глубже – в раннем мезозое до глубин 5–7 км (а в

наиболее прогнутой части Курейской синеклизы до 10–12 км). Это способство-

вало полной реализации нефтегенерационного и значительной части газогене-

рационного потенциала всеми углеродистыми отложениями рифейского ком-

плекса.

Сходные процессы происходили и в пределах погруженных Мур-

ско-Чунской и Катской впадин Присаяно-Енисейской синеклизы, в преде-

лах которых кровля тэтэрской свиты погружена в настоящее время на глу-

бину до 5 км, а кровля рифея (в соответствии с более чем 1,5-километровой

мощностью вскрытой части вендских отложений на Берямбинской площа-

ди) – до 6,5–7 км.

В раннем триасе глубина погружения этой территории, по самым

скромным оценкам, была на 0,5–1 км больше.

Наличие нескольких уровней обогащенных ОВ отложений в преде-

лах Катангского и Байкитского разрезов рифея, широкое развитие фациаль-

ных замещений, наблюдающихся по направлению от бортов к осевым частям

прогибов, когда карбонатные платформы краевых частей замещаются глини-

стыми, часто темноцветными и углеродистыми отложениями – все это позво-

ляет с достаточной степенью уверенности прогнозировать наличие обога-

щенных ОВ рифейских отложений и в той части Ангаро-Котуйского прогиба,

которая в настоящее время находится глубоко погруженной в пределах Ку-

рейской синеклизы и в Катской и Мурско-Чунской впадинах Присаяно-

Енисейскй синеклизы.

Глубокие погружения на палеозойском и раннемезозойском этапах

их развития привели к формированию в центральной части Курейской и в

северной части Присаяно-Енисейской синеклиз в пределах рифейского

комплекса отложений мощных очагов генерации нефтяных, а при более

значительных погружениях – газообразных углеводородов. По трещинным,

часто закарстованным зонам кровельной части рифейских отложений, а

также попадая в терригенные коллектора нижней части вендского комплек-

са, поток углеводородов должен был мигрировать в направлении окружаю-

щих антеклиз, способствуя образованию залежей нефти и газа в зонах

нефтегазонакопления.

Вендский комплекс отложений Курейской синеклизы по сейсмо-

разведочным данным имеет мощность 1100–1500 м, что сопоставимо с

мощностью венда в глубоко погруженных впадинах Присаяно-Енисейской

синеклизы. Можно предположить, что при такой большой мощности венда

27

в составе аналогов оскобинской (чистяковской) свиты (по аналогии с При-

саяно-Енисейской синеклизой) вероятно появление углеродистых отложе-

ний, аналогичных изученным в скв. Берямбинская-2. Вполне вероятно так-

же появление углеродистых пачек и в составе нижележащих аналогов ва-

наварской свиты. В этом случае, при погружениях Курейской синеклизы в

палеозое и раннем мезозое над рифейским очагом нефтегазогенерации

сформировался вендский очаг. Возрастание катагенеза ОВ в вендских от-

ложениях отставало по времени от рифейских (вследствие меньшей глуби-

ны их залегания), но к концу палеозойского этапа погружения вендские от-

ложения центральной части Курейской синеклизы находились на нижней

границе главной зоны нефтеобразования. К концу раннего триаса главную

зону генерации нефти (нефтяное окно) прошли вендские отложения обшир-

ных центральных и бортовых частей Курейской синеклизы, включая боль-

шую часть Ванаварского структурного залива.

В

пределах

Мурско-Чунской

и

Катской

впадин

Присаяно-

Енисейской синеклизы рифейские отложения уже к концу ордовикско-

силурийского этапа осадконакопления погрузились на глубины 6–7 км, реа-

лизовав свой нефте- и в значительной части газогенерационный потенциал.

Вендские отложения чистяковской свиты, несмотря на меньшую глубину

погружения (до 5–6 км) также к концу этого этапа были погружены в глу-

бинную зону газогенерации. Последовавший затем предкаменноугольный

довольно значительный размыв части силурийских и ордовикских отложе-

ний сменился накоплением карбон-пермских угленосных осадков неболь-

шой мощности. Максимальные погружения в северной части Присаяно-

Енисейской синеклизы также произошли в раннетриасовое время, когда

породы и рифея и венда реализовывали свой остаточный газогенерацион-

ный потенциал в зонах апокатагенеза ОВ.

В пределах Приенисейского прогиба также можно выделить несколько

очагов глубоких погружений рифейских отложений на венд-фанерозойском

этапе развития западной части Сибирской платформы. На юге – это область,

начинающаяся от Долгомостовской впадины и протягивающаяся далее на север

вдоль Троицко-Михайловского вала до Иркинеевского выступа Енисейского

кряжа.

Другая зона глубоких погружений на венд-фанерозойском этапе разви-

тия рифейских отложений Приенисейского прогиба протягивается вдоль во-

сточной границы Енисейского кряжа (см. рисунок 1): от рифейского прогиба на

границе с Иркинеевским выступом Енисейского кряжа до северного окончания

кряжа на границе с Тейской структурно-формационной зоной и далее на севе-

ро-запад и север вдоль р. Енисей до южной части Хантайско-Рыбнинского ме-

гавала.

По аналогии с другими районами в составе рифейских отложений

Приенисейского прогиба можно прогнозировать наличие углеродистых ри-

28

фейских пород, сохранивших во время предвендского размыва ту или иную

часть своего генерационного потенциала, в дополнение к уже выявленным

пачкам углеродистых сланцев шунтарской свиты Енисейского кряжа, слан-

цев верхней части стрельногорской свиты, углеродистых известняков ниж-

нетунгусской свиты и некоторых других, обнажающихся на Курейско-

Бакланихинском мегавалу и претерпевших высокотемпературные катагене-

тические преобразования еще в рифейское время. Не исключено также су-

ществование на этой территории прогибов, выполненных молодыми верх-

нерифейскими (надперерывными) отложениями, сопоставимыми с чинга-

санской серией Енисейского кряжа или с чернореченской (рыбнинской)

свитами Игарского района.

В этом случае вытянутый вдоль Енисея Нижнетунгусский прогиб

являлся мощным очагом нефте- и газогенерации на этапе палеозойско-

мезозойских погружений. Косвенно этот прогноз подтверждается притока-

ми нефти и газа из платоновской свиты венда и перекрывающих ее карбона-

тов костинской свиты кембрия на Сухотунгусской, Подкаменной и Нижне-

летнинской площадях (на Курейско-Бакланихинском мегавалу), наличием

асфальтовой залежи там же в отложениях рифея (в свите буровой) в ядре

эродированной

антиклинали

и

близостью

состава

углеводородов-

биомаркеров из асфальтов этой залежи и нефтей Юрубчено-Тохомского

месторождения.

Основываясь на проведенных реконструкциях истории развития и

реализации нефтегазоматеринскими отложениями своего генерационного

потенциала было проведено районирование по фазовому составу (нефть или

газ) залежей углеводородов в пределах рифейских и вендских отложений

западной части Сибирской платформы (Рисунок 5).

29

Рисунок 5 – Зоны нефтегазонакопления в рифейских и вендских отложениях

западной части Сибирской платформы.

Остальные условные обозначения см. на рисунке 1.

30

Более темным розовым цветом на рисунке показаны зоны, в преде-

лах которых в настоящее время возможно существование залежей, содер-

жащих в своем составе нефтяные флюиды как в рифейских, так и в пере-

крывающих их вендских отложениях.

Более бледным розовым цветом показаны зоны, в пределах которых

рифейские отложения погружались ниже «нефтяного окна» – в зону глу-

бинной генерации газа. В настоящее время в этих зонах возможно суще-

ствование нефтегазоконденсатных залежей в пределах вендских отложений

и газоконденсатных – в рифейских отложениях.

В более глубоко погруженных районах (не имеющих заливки на ри-

сунке 5) могут существовать только газоконденсатные залежи, как в ри-

фейских, так и в вендских коллекторах.

На основе проведенной реконструкции истории нефтегазообразова-

ния в рифейских и вендских отложениях западной части Сибирской плат-

формы был выполнен прогноз перспектив открытия новых месторождений

в зонах нефтегазонакопления (ЗНГН).

Юрубчено-Тохомская ЗНГН в последние годы активно опоисковы-

вается и расширяется по площади, проводится доразведка Куюмбинского и

Юрубчено-Тохомского месторождений. Результатом этих работ явилось

открытие новых Борщевского, Камовского, Ново-Юдуконского и Шушук-

ского месторождений, нефтяной залежи на Оморинском месторождении,

залежей нефти на Абракупчинской и Кординской площадях, отнесенных к

Куюмбинскому месторождению. Проведенный анализ показывает, что при

продолжении работ имеются все предпосылки открытия новых месторож-

дений в ее пределах.

В пределах Собинско-Тэтэринской ЗНГН геологоразведочные ра-

боты в последние годы сведены к минимуму, после доразведки Собинского

месторождения. Единственная поисковая скв. Кулиндинская-1 вскрыла ри-

фейские отложения в краевой части Ангаро-Котуйского рифейского проги-

ба и получила слабый приток газа из песчаников ванаварской свиты и нефть

из карбонатов рифея. В то же время во многих старых параметрических и

поисковых скважинах при вскрытии различных рифейских карбонатных

толщ (под аргиллитовыми пачками низов венда) отмечались нефтепроявле-

ния в керне, в светлых доломитах в интервалах 20–40 до 130 м от кровли

рифея. Значения мощности нефтенасыщенных пород сопоставимы с мощ-

ностью нефтяных оторочек во многих продуктивных блоках месторожде-

ний Байкитской антеклизы. Все эти сведения показывают, что карбонаты

прикровельной части рифея Собинско-Тэтэринской ЗНГН нефтегазонасы-

щены на обширной территории и при должном подходе к испытанию тре-

щинных рифейских коллекторов в ее пределах будут открыты новые нефте-

газоконденсатные месторождения.

31

Нижнеангарская ЗНГН на уровне рифейских и большей части

вендских отложений содержит газоконденсатные залежи (Имбинское, Во-

сточно-Имбинское, Абаканское, Агалеевское, Ильбокичское месторожде-

ния). Несмотря на то, что на значительной (северной) части территории

Нижнеангарской зоны прикровельная часть рифейских отложений не опус-

калась в течение фанерозоя глубже нижней границы главной зоны нефтеоб-

разования, прогноз состава залежей в рифейских отложениях этой зоны –

газоконденсатный (см. рисунок 5). Причина этого заключается в двух об-

стоятельствах. Первое – глубокий предвендский размыв рифейских отложе-

ний, сопровождавшийся уничтожением на этой территории большей части

относительно слабо преобразованных углеродистых пород, которые могли

генерировать нефтяные углеводороды на фанерозойском этапе развития,

при сохранении более древних отложений со значительным остаточным

потенциалом генерации газа. Второе – очень глубокие погружения отложе-

ний в палеозое и раннем мезозое в Мурско-Чунской и Катской впадинах, с

реализацией рифейскими породами остаточного газогенерационного потен-

циала. Углеродистые отложения чистяковской свиты на Берямбинской

площади также испытали очень глубокие погружения и преобразованы в

настоящее время до градации апокатагенеза. Мощный поток газообразных

углеводородов из примыкающих к ловушкам впадин предопределил газо-

конденсатный состав залежей Нижнеангарской зоны, хотя наличие нефтя-

ных углеводородов в верхних карбонатных коллекторах венда этой терри-

тории возможно.

В пределах Богучано-Манзинской ЗНГН возможно открытие залежей

газоконденсатного состава в рифейских и вендских отложениях. Только в верх-

ней части карбонатного венда в самой приподнятой части зоны возможно су-

ществование в залежах нефтяных оторочек. Схожую характеристику имеет и

зона возможного существования залежей в пределах Троицко-Михайловского

вала.

В пределах Тынепской ЗНГН на рифейском уровне отложений про-

гнозируется наличие только газоконденсатных залежей. Нефтяные оторочки

возможны для залежей в породах венда. Отрицательным фактором этой

территории служит чрезвычайно высокая насыщенность осадочного разреза

центральной и северной частей Бахтинского мегавыступа интрузиями трап-

пов. При глубине скважин, достигших гранитоидного фундамента, около

3900 м суммарная мощность интрузий составляет в среднем 900–1000 м.

Межпластовые интрузии часто по субвертикальным зонам разломов «пере-

скакивают» с одного уровня на другой, что снижает перспективы сохранно-

сти залежей углеводородов, вследствие нарушения герметичности флюидо-

упоров. Большая мощность рифейских отложений, клинообразно увеличи-

вающаяся с востока на запад к Нижнетунгусскому прогибу, а также наме-

чающаяся тенденция значительного увеличения мощности венда позволяют

32

(при наличии в их составе углеродистых материнских пород, сохранивших

к началу вендского времени генерационный потенциал) прогнозировать

значительную мощность очага генерации углеводородов, существовавшего

на данной территории в палеозое и раннем триасе. Но глубокие погружения

как областей генерации, так и зон накопления углеводородов определили

преимущественно газоконденсатный состав возможных залежей Тынепской

ЗНГН.

Аналогичную характеристику можно дать и для Чункинско-

Учаминской и Илимпейской ЗНГН. На рифейском уровне в их пределах воз-

можно существование газоконденсатных залежей и только в верхней части

карбонатного венда (при наличии коллекторов) возможны нефтегазокон-

денсатные залежи.

Выделенная в северной части Котуйская (Прианабарская) ЗНГН

может содержать нефтегазоконденсатные залежи только в восточной части.

Вся западная часть зоны может содержать газоконденсатные залежи.

Наиболее вероятными в ее пределах будут стратиграфические и литологи-

ческие ловушки в выклинивающихся вендских отложениях, мощность ко-

торых по данным геолого-съемочных работ на Анабарской антеклизе, по

сейсморазведочным данным и результатам бурения скв. Ледянская-358 зна-

чительно сокращается при воздымании из Курейской синеклизы. Перспек-

тивны в пределах этой зоны также рифейские отложения: на газ – в запад-

ной части, на газ и нефть – в северо-восточной части.

На

территории

Хантайско-Рыбнинского

и

Курейско-

Бакланихинского мегавалов и складчатой зоны, протягивающейся на север

вдоль Енисея от устья Подкаменной Тунгуски в пределах Турухано-

Норильской ЗНГН (в дополнение к открытым на Курейско-Бакланихинском

мегавалу залежам нефти и газа в карбонатах костинской свиты нижнего-

среднего кембрия и платоновской свиты венда) возможно существование

относительно небольших газоконденсатных и нефтегазоконденсатных за-

лежей в отложениях рифея и венда.

Заключение. Проведенное в представленной работе на основе ана-

лиза большого объема полученных в последние годы результатов бурения,

сейсмических работ и аналитических исследований изучение геологическо-

го строения и нефтегазоносности западной части Сибирской платформы

позволяет выделить ключевые факторы, способствовавшие формированию

промышленной нефтегазоносности отложений рифея и венда, а также

сформулировать рекомендации для повышения успешности дальнейших

нефтегазопоисковых работ.

Первым и главным фактором, как и во всех нефтегазоносных бас-

сейнах мира, является наличие в осадочном чехле западной части Сибир-

ской платформы значительных объемов органического вещества, способно-

го генерировать нефть и газ, а также погружение (в процессе геологическо-

33

го развития территории) нефтегазоматеринских углеродистых отложений на

глубины главной зоны нефтеобразования (по А.Э. Конторовичу и Н.Б. Вас-

соевичу) и еще глубже – в главную зону газообразования.

Принципиально важной особенностью Сибирской платформы явля-

ется наличие углеродистых пород, содержащих нефтегазоматеринское ОВ,

как в вендских отложениях, так и (в значительно больших объемах) в ри-

фейских породах.

Вендские материнские породы последовательно реализовывали

свой генерационный потенциал в процессе фанерозойских погружений.

Очаги генерации нефти, а затем газа вначале возникли в самых погружен-

ных районах синеклиз, прогибов и впадин, а потом распространились на

более обширные территории, в соответствии с продолжавшимся погруже-

нием и прогревом нефтегазоматеринских отложений.

Нефтегазообразование в рифейских материнских породах носило

принципиально иной характер. Несмотря на очень большую современную

мощность сохранившихся от предвендского размыва рифейских отложений,

достигающую в осевых частях Ангаро-Котуйского и Приенисейского про-

гибов 6–10 км, значительная часть отложений рифея была размыта на пред-

вендском этапе эрозии и пенепленизации. Это подтверждается особенно-

стями залегания рифейских отложений, со структурным несогласием пере-

крытых породами венда, а также катагенетическим несогласием между ри-

фейскими углеродистыми породами и перекрывающими их вендскими от-

ложениями, установленным впервые на Байкитской антеклизе Т.К. Бажено-

вой. В результате этого, самые молодые рифейские отложения в осевых ча-

стях прогибов и в центральных частях впадин сохранили к началу вендской

трансгрессии нереализованным свой потенциал генерации нефти. Нижеле-

жащие более древние углеродистые породы в этих районах сохранили в

большей или меньшей мере только способность генерировать газ. В крае-

вых частях рифейских прогибов остаточный потенциал нефтегазогенерации

зависел от глубины рифейских погружений и амплитуды предвендского

размыва.

Вследствие этого первоочередным вопросом при прогнозировании

масштабов генерации нефти и газа рифейскими материнскими породами

изучаемой территории является не только определение мощности и обога-

щенности отложений ОВ, а прежде всего – оценка мощности размытых ри-

фейских пород на этапе предвендского воздымания и тектонической пере-

стройки. Другими словами, оценка остаточного к началу вендской транс-

грессии нефтегазогенерационного потенциала. Недоучет этого фактора мо-

жет привести к ошибкам в прогнозах как количества генерированных УВ,

так и оценки их фазового (нефтяного или газового) состава.

Вторым существенным фактором, обусловившим различия процес-

сов нефтегазообразования в рифейских и вендских материнских породах,

34

является

несовпадение

структурных

планов

рифейской

и

венд-

фанерозойской частей осадочного чехла.

Погружение вендских нефтегазоматеринских отложений привело к

образованию очагов генерации нефти и газа в пределах самых глубоких

частей синеклиз, прогибов и впадин. При унаследованном развитии круп-

ных структурных элементов венд-фанерозойской части осадочного чехла

Сибирской платформы, самые глубоко погружавшиеся в венде районы яв-

лялись наиболее удаленными от береговых линий и характеризовались от-

носительно более глубоководными фациальными условиями осадконакоп-

ления, часто благоприятными для накопления высокоуглеродистых осадков,

сформировавших впоследствии нефтегазоматеринские породы.

Распространение рифейских нефтематеринских отложений не имеет

взаимосвязи со структурой венд-фанерозойской части осадочного чехла, а

связано с фациальными условиями рифейских бассейнов, тектоническое

развитие которых привело к формированию прогибов в нижней части оса-

дочного чехла Сибирской платформы.

Несовпадение

структурных

планов

рифейской

и

венд-

фанерозойской частей осадочного чехла проявилось, например, в том, что

осевая часть Иркинеево-Ванаварской ячеи Ангаро-Котуйского прогиба с

самой большой мощностью рифейских отложений и самыми молодыми,

сохранившимися от предвенского размыва рифейскими породами (в том

числе углеродистыми) на этапе венд-фанерозойских погружений оказалась

на склоне Байкитской антеклизы, а не в погруженной части одной из сине-

клиз. С другой стороны, глубокие погружения северо-западных районов

Присаяно-Енисейской синеклизы с мощными толщами вендских отложе-

ний, погрузившихся в главную зону нефтеобразования уже в позднем кем-

брии – раннем ордовике, не могли сформировать очаг генерации нефти в

рифейских отложениях вследствие их глубокого предвендского размыва в

этом районе с выходом на предвендский эрозионный срез древних, исчер-

павших потенциал генерации нефти отложений рифея или даже гранитои-

дов кристаллического фундамента (как в скв. Чунская-1).

Из этого следует, что рифейские и вендские очаги нефтегазообразо-

вания как правило не совпадают друг с другом по площади распростране-

ния. В отличие от вендских, рифейские углеродистые породы в очагах

нефтегазообразования не всегда последовательно генерировали нефть и газ.

Фазовый состав УВ, для рифейских материнских пород определялся не

только глубиной их фанерозойских погружений, но и остаточным к началу

венда генерационным потенциалом. Или, другими словами, катагенетиче-

ской зрелостью ОВ материнских пород, сохранившихся от предвендского

размыва.

Следующим важным фактором, способствовавшим формированию

промышленной нефтегазоносности западной части Сибирской платформы,

35

является наличие в разрезе отложений, перекрывающих вендские и ри-

фейские коллекторы, многочисленных мощных пластов каменной соли в

регионально распространенных усольской, бельской и ангарской свитах,

являющихся наилучшими флюидоупорами. Роль соленосных флюидоупо-

ров особенно важна в районах широкого развития в осадочном чехле интру-

зий траппов. Каменные соли способствовали герметизации возникавших

при внедрении трапповой магмы разломов и трещин, что в конечном итоге

обеспечило сохранность имевшихся на момент внедрения в подсолевом

комплексе отложений залежей УВ и залежей, вновь образовавшихся или

возникших в результате переформирования ранее существовавших на трап-

повом этапе развития территории.

Следующим важным фактором, повлиявшим на нефтегазоносность

рифейских и вендских отложений западной части Сибирской платформы,

является древний возраст большинства открытых месторождений и прогно-

зируемых залежей. Древний возраст важен не только в плане повышенных

требований к флюидоупорам, необходимым для сохранения залежей нефти

и газа от рассеяния на протяжении длительного времени их существования,

но и для оценки качества и прогноза коллекторов. Гранулярные коллекторы

венда в результате длительного относительно медленного, но во многих

районах глубокого погружения подверглись процессам вторичного минера-

лообразования. Это привело к тому, что к моменту поступления в коллекто-

ры нефти и газа их коллекторские свойства были в значительной степени

ухудшены как в плане пористости, так и проницаемости. Примером резуль-

татов таких процессов являются вторичные каемки нарастания кварца и

плагиоклаза на обломочных зернах в продуктивных песчаниках ванавар-

ской свиты Собинского месторождения. Еще более существенные измене-

ния испытали песчаники нижней части вскрытого рифейского разреза как

на Байкитской антеклизе (в дэлингдэкенской толще), так и в пределах Ка-

тангской седловины (в ереминской толще), которые представлены сливны-

ми, иногда кварцитовидными разностями.

Но в то же время вендские и в большей степени рифейские карбо-

натные и терригенные коллекторы характеризуются широко развитой тре-

щиноватостью. Трещиноватость наложилась на неравномерную каверноз-

ность рифейских карбонатных толщ, выходящих на предвендский эрозион-

ный срез, в результате чего возникли трещинные и каверново-трещинные

коллекторы.

Примером трещинных вендских коллекторов являются терригенные

коллекторы Абаканского месторождения, при испытании которых специа-

листы ООО «Газпромгеологоразведка» получили из нескольких пластов

притоки газа дебитом более 1 млн м3 в сутки, применив технологию рас-

клинивания трещин фильтрующим материалом.

36

Рифейские трещинные и каверново-трещинные коллекторы широко

развиты в пределах Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторожде-

ний. Горизонтальное бурение, которое в настоящее время применяется при

строительстве эксплуатационных скважин, лишь отчасти способствует по-

лучению промышленных дебитов нефти, увеличивая площадь дренирования

продуктивного пласта, но не обеспечивая в должной мере высокую раскры-

тость трещин.

Проведенное в представленной работе изучение органического ве-

щества углеродистых рифейских и вендских отложений, выполненный про-

гноз широкого распространения нефтегазоматеринских отложений на об-

ширных территориях западной части Сибирской платформы, выявленные

фациальные замещения мощных карбонатных толщ краевых частей ри-

фейских прогибов более глубоководными терригенно-карбонатными и тер-

ригенными, часто углеродистыми породами, развитыми в осевых частях

прогибов показывают, что масштабы нефтегазоносности этой территории

далеко не исчерпываются открытыми в настоящее время месторождениями.

Анализ имеющихся сведений о реализованном нефтегазогенерационном

потенциале материнских отложений рифея и венда западной части Сибир-

ской платформы позволяет с достаточной степенью надежности утверждать,

что при продолжении поисково-разведочных работ ее нефтегазовые запасы

уже в ближайшем будущем могут быть увеличены в 3–5 раз, по сравнению

с запасами, учтенными государственным балансом в настоящее время.

Высокие перспективы открытия новых залежей нефти и газа в преде-

лах западной части Сибирской платформы имеют выделенные ранее Юруб-

чено-Тохомская и Собинско-Тэтэринская зоны нефтегазонакопления. Пре-

имущественно газоконденсатные по составу залежи могут быть открыты в

пределах Нижнеангарской, Тынепской, Чункинско-Учаминской, Илимпей-

ской, Богучано-Манзинской зон. Впервые выделенная Котуйская (Приана-

барская) зона нефтегазонакопления имеет высокие перспективы открытия

газоконденсатных (в западной части) и нефтегазоконденсатных (в северо-

восточной части) залежей.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Статьи в научных журналах

1. Филипцов, Ю.А. Катагенез органического вещества и фазовый со-

став залежей углеводородов северо-западного обрамления Сибирской платфор-

мы / Ю.А. Филипцов, Л.Н. Болдушевская, А.А. Конторович, В.А. Кринин, А.Н.

Фомин // Геология нефти и газа. – 1998. – № 12. – С. 25–33.

2. Филипцов, Ю.А. Оценка катагенеза органического вещества и про-

гноз фазового состава залежей углеводородов разновозрастных отложений Си-

бирской платформы и Западно-Сибирской плиты на территории Красноярского

37

края / Ю.А. Филипцов, Л.Н. Болдушевская, Ю.В. Петришина, В.А. Кринин,

А.А. Конторович // Геология и полезные ископаемые Красноярского края. –

Красноярск: КНИИГиМС, 1998. – С. 79–94.

3. Филипцов, Ю.А. Оценка катагенеза и нефтегазогенерационных

свойств органического вещества отложений рифея и венда Байкитской и Ка-

тангской нефтегазоносных областей / Ю.А. Филипцов, Ю.В. Петришина,

Л.И. Богородская, А.А. Конторович, В.А. Кринин // Геология и геофизика. –

1999. – Т. 40. – № 9. – С. 1362–1374.

4. Филипцов, Ю.А. Применение пиролиза для изучения катагенеза ор-

ганического вещества мезозойских отложений Енисей-Хатангской и северо-

восточной части Пур-Тазовской нефтегазоносных областей / Ю.А. Филипцов,

Л.Н. Болдушевская, В.А. Кринин, А.А. Конторович, В.Н. Меленевский // Геоло-

гия и геофизика. – 1999. – Т. 40. – № 12. – С. 1837–1842.

5. Филипцов, Ю.А. Взаимосвязь материнских пород и нефтей в мезо-

зойских отложениях северо-востока Западно-Сибирской плиты на основе изу-

чения углеводородов-биомаркеров и катагенеза органического вещества /

Ю.А. Филипцов, И.В. Давыдова, Л.Н. Болдушевская, В.П. Данилова, Е.А. Ко-

стырева, А.Н. Фомин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых

месторождений. – 2006. – № 5–6. – С. 52–57.

6. Филипцов, Ю.А. Итоги геологоразведочных работ на нефть и газ на

территории Красноярского края и перспективы их развития / Ю.А. Филипцов,

А.Г. Еханин // Геология и полезные ископаемые Красноярского края. – Красно-

ярск: КНИИГиМС, 2007. – Вып. 8. – С. 10–13.

7. Филипцов, Ю.А. Рифейские прогибы западной части Сибирской

платформы – очаги интенсивного образования нефти и газа на позднепалеозой-

ском и мезозойском этапах ее развития / Ю.А. Филипцов, В.С. Старосельцев //

Перспективные на нефть зоны и объекты Сибирской платформы. – Новоси-

бирск: СНИИГГиМС, 2009. – С. 8–18.

8. Филипцов, Ю.А. Рифейские прогибы – основные источники нефти и

газа в западной части Сибирской платформы / Ю.А. Филипцов, В.С. Старосель-

цев // Геология нефти и газа. – 2009. – № 6. – С. 40–56.

9. Филипцов, Ю.А. Ресурсная база нефти и газа Красноярского края и

перспективы ее развития / Ю.А. Филипцов // Охрана и разведка недр. – 2010. –

№ 9. – С. 44–49.

10. Конторович, А.Э. Состав углеводородов-биомаркеров в нефтях ри-

фея Байкитской антеклизы / А.Э. Конторович, И.Д. Тимошина, Ю.А. Филип-

цов // Геология нефти и газа. – 2011. – № 5. – С. 78–83.

11. Филипцов, Ю.А. Геологическое строение рифейских прогибов за-

падной части Сибирской платформы / Ю.А. Филипцов // Геология и минераль-

но-сырьевые ресурсы Сибири. – 2011. – № 4(8). – С. 30–47.

12. Филипцов, Ю.А. Геологическое строение рифейских отложений зо-

ны сочленения Сибирской платформы и Енисейского кряжа / Ю.А. Филипцов //

Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2012. – № 1 (9). – С. 49–66.

38

13. Филипцов, Ю.А. Оценка катагенеза органического вещества древ-

них отложений Сибирской платформы / Ю.А. Филипцов // Геология и мине-

рально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2012. – № 2 (10). – С. 46–55.

14. Филипцов, Ю.А. Сопоставление разрезов рифея Байкитской ан-

теклизы и Катангской седловины по новым сейсморазведочным данным /

Ю.А. Филипцов // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. –2013. –

№ 2 (14). – С. 26–34.

15. Филипцов, Ю.А. Прогноз геологического строения и перспектив

нефтегазоносности вендских отложений Курейской синеклизы / Ю.А. Филип-

цов, Н.В. Мельников, А.С. Ефимов, В.И. Вальчак, А.А. Евграфов // Геология и

минерально-сырьевые ресурсы Сибири. – 2014. – № 1 (17). – С. 12–18.

Материалы конференций

1. Филипцов, Ю.А. Доманикиты верхнего рифея – одно из основных

условий высоких перспектив нефтегазоносности докембрия Сибирской плат-

формы / Ю.А. Филипцов, В.А. Кринин, А.А. Конторович, Ю.В. Петришина //

Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение

месторождений

(доклады

юбилейной

конференции

ВНИГРИ). – СПб.:

ВНИГРИ, 1999. – С. 277–279.

2. Филипцов, Ю.А. Нефтегазоматеринские породы, история нефтегазо-

образования и прогноз нефтегазоперспективности в отложениях рифея и венда

западной части Сибирской платформы / Ю.А. Филипцов, Ю.В. Шеходанова,

А.А. Конторович и др. // Доклады третьей региональной конференции «Акту-

альные вопросы природопользования и пути эффективного освоения минераль-

ных ресурсов Эвенкии». – Тура; Красноярск, 2001. – С. 199–205.

3. Давыдова, И.В. Очаги нефтегазообразования и реализация нефтега-

зоматеринского потенциала в отложениях ордовика и силура Курейской сине-

клизы / И.В. Давыдова, Ю.А. Филипцов, Л.Н. Болдушевская // Проблемы нефте-

газоносности Сибирской платформы: материалы науч.-практ. конф. – Новоси-

бирск: СНИИГГиМС, 2003. – С. 226–228.

4. Филипцов, Ю.А. Нефтегазоматеринские отложения в пределах Ан-

гарской зоны складок / Ю.А. Филипцов, Л.Н. Болдушевская, И.В. Давыдова,

В.А. Кринин // Генезис нефти и газа. – М.: ГЕОС, 2003. – С. 362–364.

5. Филипцов, Ю.А. Результаты изучения углеводородов-биомаркеров в

битумоидах венд-рифейских пород в пределах Ангарской зоны складок Сибир-

ской платформы / Ю.А. Филипцов, И.В. Давыдова, В.Н. Меленевский,

Л.Н. Болдушевская, В.А. Кринин // Генезис нефти и газа. – М.: ГЕОС, 2003. – С.

360–362.

6. Филипцов, Ю.А. Шкала катагенеза органического вещества в отло-

жениях юго-запада Сибирской платформы / Ю.А. Филипцов, Л.Н. Болдушев-

ская, И.В. Давыдова, В.А. Кринин // Генезис нефти и газа. – М.: ГЕОС, 2003. –

С. 357–360.

7. Давыдова, И.В. Особенности распределения УВ-биомаркеров в связи

с процессами нефтегазообразования в отложениях ордовика и силура Курейской

39

синеклизы / И.В. Давыдова, Ю.А. Филипцов, Л.Н. Болдушевская // Новые идеи

в геологии и геохимии нефти и газа. – М.: ГЕОС, 2004. – С. 155–157.

8. Филипцов, Ю.А. Итоги геологоразведочных работ на нефть и газ и

перспективы открытия новых зон нефтегазонакопления в Красноярском крае /

Ю.А. Филипцов, А.Г. Еханин, В.И. Кандауров, М.В. Чусов // Пути повышения

эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и

Республике Саха (Якутия): тезисы докладов Всерос. науч.-практ. конф. – Ново-

сибирск: СНИИГГиМС, 2006. – С. 34–37.

9. Филипцов, Ю.А. Перспективы ускоренного прироста запасов нефти

и газа в пределах нефтегазоносных территорий Красноярского края / Ю.А. Фи-

липцов // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Центральной Сибири и

прилегающих территорий: материалы науч.-практ. конф. – Красноярск: Изд-во

ОАО «Красноярскгеолсъемка», 2007. – С. 263–269.

10. Филипцов, Ю.А. Корреляция рифейских отложений западной части

Сибирской платформы и ее обрамления по новым сейсмическим данным / Ю.А.

Филипцов // Геология, геофизика и минеральное сырье Сибири: материалы 1-й

науч.-практ. конф. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2014. – Т. 1. – С. 4–10.

11. Филипцов, Ю.А. Прианабарская зона нефтегазонакопления – новый

объект поисков крупных скоплений нефти и газа в западной части Сибирской

платформы / Ю.А. Филипцов // Геология, геофизика и минеральное сырье Си-

бири: материалы 1-й науч.-практ. конф. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2014. –

Т. 2. – С. 180–184.

Технический редактор Т.С. Курганова

Подписано в печать 09.12.2015

Формат 60х84/16. Бумага офсет №1. Гарнитура Таймс

Печ.л. 2,0. Тираж 180. Зак. № 135

ИНГГ СО РАН, ОИТ 630090, Новосибирск, просп. Акад. Коптюга, 3



Похожие работы:

«Селиверстова Светлана Юрьевна ПСИХОЛОГО-АКМЕОЛОГИЧЕСКАЯ ДИНАМИКА ПРОФЕССИОНАЛЬНО-ОРИЕНТИРОВАННОЙ МОТИВАЦИИ У БУДУЩИХ СПЕЦИАЛИСТОВ ЭКОНОМИКО-УПРАВЛЕНЧЕСКОГО ПРОФИЛЯ Специальность: 19.00.13 – психология развития, акмеология (психологические науки) Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата психологических наук Кострома 2015 Краснощеченко Ирина Петровна, доктор психологических наук, профессор кафедры Научный руководитель: социальной и организационной...»

«Мешков Дмитрий Александрович Складчатые полимерные глобулы как молекулярные машины: дизайн и исследование структурно-динамических свойств методами компьютерного моделирования. Специальность 02.00.06 – Высокомолекулярные соединения АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук Москва – 2015 Научный руководитель: доктор физико-математических наук Аветисов Владик Аванесович Официальные оппоненты: Рабинович Александр Львович доктор...»

«Чирков Дмитрий Михайлович Точные космологические решения в гравитации Лавлока Специальность 01.04.02 —теоретическая физика Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата физико-математических наук Москва — 2015 Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего образования Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова Научный руководитель: доктор физико-математических наук, профессор Постнов...»





 
© 2015 www.z-pdf.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.