Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Эволюция нефтегазообразования и нефтегазонакопления в палеозое-допалеозое Сибирской платформы и прогноз нефтегазоносности

ВАК РФ 04.00.02, Геохимия

Автореферат диссертации по теме "Эволюция нефтегазообразования и нефтегазонакопления в палеозое-допалеозое Сибирской платформы и прогноз нефтегазоносности"

ш-зта*

е.- .

Отдел ^исоертацпя

Госкомгеологии РСФСР Всесоюзный ордена Трудового Красного Знамени Нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ)

На правах рукописи

БАЖЕНОВА ТАТЬЯНА КОНСТАНТИНОША

ЭВОЛЮЦИЯ НЕФГЕГАЗООБРАЗОВАНШ И НЕФТЕГАЗОНАКОПЯЕНШ В ПАЛЕОЗОЕ-ДОПАЛЕОЗОЕ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ И ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Специальность 04.00.02 Геохимия

04.00.17 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Санкт-Петербург 1992

Работа выполнена во Всесоюзном ордена Трудового Красного Знамена Нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ)

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор В.В.Самсонов (ВНИГРИ) доктор геолого-минералогических наук, профессор Б.А.Соколов (МГУ) доктор геолого-минералогических наук Н. Лопатин (ГЕОХИ) Ведущее предприятие - Государственная Академия Нефти и Газа им.И.М.Губкина

Защита состоится 2.2 1992 г. в /У часов

на заседании специализированного совета Д.071.02.01 при Всесоюзном ордена Трудового Красного Знамени Нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте Госкомгеологии РСФСР.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ.

Автореферат разослан 2.3 января 1992 г.

Отзыв в 2-х экземплярах просим направлять по адресу:

191104, Санкт-Петербург, Литейный пр., 39

Ученый секретарь специализированного совета

А.К'.Дертев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА. РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Нефть и газ - важнейшие энергетические источники и еще долго будут оставаться таковыми в будущем.

В последнее десятилетие стало-традиционным суждение о том, что Сибирская платформа - последняя крупная относительно мало изученная территория в пределах нашей страны, с которой связаны перспективы существенного прироста запасов углеводородов (УВ) в будущем. Однако масштабы ее нефтегазоносности до сих пор оцениваются неоднозначно. Суммарная площадь перспективных земель здесь около 3 млн.км2, за пределами мезозойских прогибов -2,6 млн.км2. Последние полтора десятилетия ознаменовались открытием ряда месторождений в южной половине платфорлы (Непско-Ботуобинская и Байкитская антеклизы, Катанг-ская седловина, Байкало-Вилюйский прогиб). Всего к настоящему моменту в домезозойском чехле открыто свыше 30 месторождений УВ. Эта цифра весьма невелика. На Русской платформе при площади перспективных земель 1,8 млн.км2 (без молодых прогибов) в домезозое открыто более 1200 месторождений нефти п газа. И хотя такого порядка величины для Сибирской платформы принципиально не достижимы - в силу ее-историко-геологической специфики, -30+35 месторождений в домезозое далеко не исчерпывают ее потенциальных возможностей; т,е. вопрос научно-обоснованной прогнозной оценки региона не снят с повестки дня и вполне актуален; тем более актуален раздельный прогноз УВ-флюядов. Сибирская платформа обладает набором характеристик, в сумме присущих древним платформам лак северного полушария, так и "гондванским" (существенно карбонатным составом формаций палеозоя при относительной "гомогенности" развития на этом этапе, трапповым магматизмом). Особенности Сибирской платформы - древность "главного цикла" ( \/г -Э±) и "главной седиментации" (Уг.-€2), полиэтапность раззития ее доме эозойского мега-бассейна, очаги нефтегазообразования (0НГ0) в котором отличаются высокой степенью реализации. В условиях повышенной геоисторической сложности, на фоне недостаточной - не только нефтегеологической.но и общегеологической изученности - необходимо было подойти к оценке раздельного прогноза нефте- и газоносности региона с позиций онтогении самого прогнозируемого вещества на разных иерархических уровнях с использованием методов, органической геохимии, ибо только такой подход позволяет наиболее объективно оценить фазовое состояние УВ в недрах. В этом правде всего и заключается актуальность проведенного исследования. С одной стороны, актуален раздельный прогноз

нефте- и газоносности исследуемого региона, как самодовлеющей единицы (около 1/5 территории РСФСР), с другой - исследуемый объект представляет собой "оценочную модель" древних бассейнов, которым присущи полиэтапность развития, инверсия и/или высокая степень реализации ОНГО.

Цель работы. Выявление характера онтогении УВ на разных иерархических уровнях в древних бассейнах со сложной- геологической историей, в частности, в домезозойском мегабассейне' Сибирской платформы, и создание на этой основе цринципов раздельного прогноза нефте-и газоносности для бассейнов такого типа.

Основные задача работы.

1. Разработка методологии исследования.

2. Анализ осадочных формаций и закономерностей положения нефте-газоматеринских и нефтегазосодержащих горизонтов (НШГ и НГСГ).

3. Анализ эволюции накопления ОВ, его биоценотической основы и диагенетических изменений.

4. Анализ истории погружений с целью- уточнения катагенетичес-кей шкалы и регионального катагенеза ОВ.

5. Анализ катагенеза ОВ и его регионального размещения.

6. Создание расчетной модели генерации-эмиграции УВ на материале исследуемого региона.

7. Подсчет масштабов эмиграции'УВ и их картирование.

8. Анализ свойств нафтидов в связи с катагенезом и гипйргене-

зом.

9. Создание принципов раздельного прогноза нефте- и газоносности и на их основе оценка земель региона.

10. Анализ формирования и сохранности зон нефтегазонакопления (ЗН1Н) и залежей нефти и газа.

Научная новизна работы. Впервые применен онтологический подход к исследованию объектов нефтегазовой геологии и геохимии. Впервые в качестве инструмента выявления закономерностей размещения НШГ и НГСГ в разрезе использован формационно-циклический анализ в масштабе абсолютного возраста. Разработаны своеобразные методы диагностики форм .некарбонатного углерода в породах; Впервые выявлены граничные условия образования элементной серы, впоследствие ответственной за внегипергенное осернение нафтидов. Уточнено'распределение ОВ в формациях, подсчитаны масштабы его накопления на разных этапах литогенеза и скорости углеродной седиментации, определены факторы их детерминирующие. Уточнена шкала-катагенеза ОВ региона; создан набор

карт доразмывных мощностей отложений, как инструмент вычисления палеоглубин. Выделены этапы развития мегайассейна, проведен анализ катагенетическях несогласий*' и их роли в оценке прогноза нефтега-зоносности. Впервые дано объяснение "аномальному поведению" в катагенезе кислорода нерастворимого ОВ присутствием воды. Показано, что у сверхрассеянных форм ОВ эмиграция синбитумоидов практически не осуществляется, что подтверждает намеченную принадлежность (или непринадлежность) формаций к НПИГ. Впервые целиком на материале региона создана расчетная модель генерации-эмиграции УВ для трёх типов ОВ и на ее основе уточнены и закартированы региональные масштабы эмиграции. Выявлена связь.нерастворимых битумов-асфальтенитов с историей формирования и степенью сохранности Ш1Н и залежей УВ.Созданы принципы, раздельного геохимического прогноза нефте- и газоносности. Оценена степень реализации ОНГО.

Практическая значимость работы заключается в раздельной прогнозной оценке нефте- и газоносности палеозойских и допалёозойских комплексов всей Сибирской платформы на региональном и зональном уровнях, а также в разработке методических приемов раздельного раз-ноуровенного прогнозирования, принципиально применимых и для ряда других бассейнов.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертации докладывались и обсувдались на УШ Мездународном конгрессе по органической геохимии в Москве (1977), на Всесоюзных и региональных совещаниях, конференциях, семинарах - в Москве в МГУ (1974-1985), в ГЕОХИ (1980,1981), в Санкт-Петербурге во ВНИГРИ (1974¿1978,1989), во ВСЕГЕИ (1985), в ВТО (1988), в Таллинне (1978,1982), в Иваново-Франковске (1986), в Красноярске (1977), в Минусинске (1978), в Иркутске (1984). Результаты исследований опубликованы в статьях и тезисах докладов, в пяти монографиях в соавторстве. Статьи публиковались в журналах "Геология нефти и газа", ДАН СССР Известия АН СССР, сер.геол., Теология и геофизика"", научных трудах ВНИГРИ. СНИИГГиМС, ВСЕВД, ВостСибНИИГГиМС, ИГИРГИ, ИПЯФСО АН СССР, трудах Всесоюзных и региональных совещаний и Международного конгресса по органической геохимия.

Это явление впервые было описано автором в 1971 г.; чуть позже и независимо в других регионах подобное явление под имененем "геотермического несогласия" было описано Н.П.Гречишниковым и И.И.Аммосовым.

Фактический материал. Материалом исследования послужили прежде всего собственные наблюдения автора - как на уровне формаций в полевых условиях при описании естественных разрезов и керна скважин, так и на уровне пород и минералов (в том числе органического вещества и битумов) при просмотре образцов под люышноскопом,бинокулярной лупой и шлифов под обычным поляризационным и люминесцентным микроскопом. Подавляющая часть естественных разрезов запада Сибирской платформы (Тунгусской синеклизы и ее обрамлений) и часть разрезов северной Якутии, а также значительное число разрезов скважин были описаны автором лично; многие естественные разрезы в других районах платформы и большое количество разрезов скважин были просмотрены им в коллекциях каменного материала. База аналитических данных, включает в себя массовые (до 10000) и детальные (от нескольких десятков до 800) исследования ОВ и его компонентов. Подавляющая часть аналитических исследований выполнялась во ВНИГРИ С.Н.Белецкой, Л.С.Беляевой, Д.А.Бяккениной, Н.И.Богородицкой, Э.Л.Весело-вой, Я.Н.Воронковой, Т.И.Евстифеевой, Т.П.Ефимовой, З.Г.Капланом, В.П.Клиндуховым, Л.Н.Коптенко, Н.А.Новоселовой, В.Ф.Софроновой.Н.П. Силиной, И.В.Смирновой, М.Н.Смирновой, Н.Б.Смирновой, Г.В.Туренко-.вой, Е.М.Файзуллиной, А.И.Шапиро, Н.А.Шейнерман. Углепетрографичес-кие исследования концентратов нерастворимого ОВ осуществлялись Г.М. Парпаровой; палеофйтологические их особенности изучались В.А.Рудав-ской. Определённый объем аналитических исследований (определения содержания Сдк, ХБА, форм железа и серы в породах, определения элементного и группового углеводородного состава ХБА) был выполнен в лабораториях СНИЙ£ГиМС«а под руководством А.Э.Конторовича и Н.М. Резаповой. В процессе своих исследований автор пользовался неоценимой поддержкой своих коллег по работе в СНИИГГиМСе Л.И.Богородской, В.И.ВожоЕа, В.Н.Воробьева, Ф.Г.Гурари, В.М.Евтушенко, С.А.Кащенко, Л.И.Килиной, С.А.Константиновой, А.Э.Конторовича, Е.П.Маркова, Л.Г. Марковой Р.Г.Матухина, В.Г.Матухиной, Н.В.Мельникова, В.М.Мельниковой, Г.Д.Назимкова, В.С.Старосельцева, А.В.Хоменко, Ю.Я.Шабанова, Б.Б.Шишкина, геологов ПГО "Енисейнефтегазгеология" Ю.А.Жуковина, А.М.Иванова, С.Л.Кима, С.Б.Проваторова, Е.А.Скобелина, коллег по работе во ВНИГРИ геологов и геохимиков В.Б.Арчегова, О.А.Бабошиной, Э.А.Базанова, Д.А.Биккениной, Г.М.Боровой, И.И.Голубевой, А.К.Дер-тева, А.М.Жаркова, В.В.Забалуева, В.Н.Зинченко, Вл.Н.ЗинченкоД.К. Ивановой, А.В.Ивановской, Ю.И.Ипатова, А.С.Ковтуна, М.Л.Кокоулина, Н.А.Корвета, Г.Д.Кулика, К.К.Макарова, Г.М.Парпаровой, Г.А.Поляко-

вой, Г.П.Пономаревой, В.А.Рудавской, В.В.Самсонова, .В.П.Семенова., С.С.Филатова, А.Н.Хабарова, А.И.Шапиро. Существенное значение для автора имели беседы и консультации с геохимиками-теоретиками ВНИГРИ С.Г.Неручевым, С.Н.Бэлецкой, Е.А.Рогозиной, В.К.Шаманским, а также геологом ЗСЕГЕИ В.И.Драгуновым, чьи онтологические исследования сыграли определяющую роль в аналогичных разработках автора. Огромную помощь как в геолого-геохимических разработках, так и в оформлении работы автору оказали Л.А.Гембицкая, А.Е.Гребень, К.Г.Рожкова. Всем названным исследователям автор выражает сердечную признательность. Автор благодарит также коллективы геологов ПГО "Енисейнефте-газгеология", "Ленанефтегазгеология" и "ЗостСибнефтегазгеология", треста "Якутскгеофизйка" в лице руководителей геологических служб этих организаций В.Д.Накорякова. Л.Л.Кузнецова, Б.А.Кринина, В.Е. Бакина, .М.И.Алексеева, Б.Л.Рыбьякова, В.Д.Матвеева, В.С.Ситникова за ^доставление керна для исследований и других первичных геологических материалов.

И, наконец, хочется с благодарностью обратиться к светлой памяти безвременно ушедших от нас восточно-сибирских геохимиков Л.С.Беляевой и Ю.М.Шуменковой, одного из пионеров нефтегеологическнх исследований Восточной Сибири В.Д.Козырева и стратиграфа-кембриста Б.Е.Савицкого, совместная работа с которыми существенно обогатила геологический и геохимический кругозор автора.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 8 глав д заключения (объем текста 376 стр.), списка литературы (251 наименование), 75 текстовых, 58 внетекстовых графических приложений и 39 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ I. МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИССЛЕДОВАНШ

1.1. Иерархический принцип онтогении органического вещества и его производных

Нэфтегазообразование и нефт'егазонакопление суть процессы, протекающие со скоростью, соизмеримой с масштабом геологического времени, т.е'. сами по себе в природе наблюдаемы быть не могут. Наблюдению подлежат ли:зь фиксированные результаты этих процессов, запечатленные в некоторых естественных телах как в пространстве, где эти процессы протекали. Естественным телом, где осуществлялись процессы нефтегазогенерации является нефтсгазоматеринская свита, или горизонт (Н1МГ). Информативность этого понятия непротиворечиво обосновывается с позиций концентрации и рассеяния в сочетании с иерархи-

ческим подходом - с позиций уровней организации вещества в геологическом пространстве..В природе реализуются как первичные, так и вторичные концентрации Снк. Первичная концентрация осуществляется в седиментогенезе при биологическом цикле и определяется прежде всего биопродуктивностью фитопланктона - основы трофической пирамиды - и условиями сохранности 03 в седиментогенезе и диагенезе. Биопродуктивность обуславливалась в свою очередь оптимальными параметрами среды обитания. Сформированные в процессе чередующихся биологических (малых) циклов концентрации Сш? (обогащенные ОВ формации) и представляют собой Н1МГ. Процессы нефтегазообразования - от зарождения углеводородных молекул до формирования залежей нефти и газа, ЗН1Н и. нефтегазоносных бассейнов (НГБ) - происходят в соответствии с иерархией уровней организации вещества в геологическом пространстве. Атомному уровню отвечает дифференциация изотопов неф^егазо-образующих элементов; молекулярному - образование радикалов, молекул УЗ и родственных им веществ. "Минеральный" уровень в данном случае - само 0В как породообразующий элемент более низкого уровня, входящий в объект более высокого уровня; на этом уровне осуществляется обособление компонентов его группового состава. На породном уровне реализуется отрыв от 0В его подвижных компонентов, т.е.вступает в действие механизм эмиграции УВ и происходит образование микронефти. Превращение же микронефти в собственно нефть (макронефть), а также процессы миграции и аккумуляции нефти и газа происходят уже на формационном уровне. В свете вышесказанного и становится более содержательным классическое понятие "нефтегазоматеринская свита", или горизонт. (НШГ). Само по себе это понятие является принадлежностью прикладной, целевой классификации, в систематическом отношении оно объединяет парагенерации определенных видов, а в иерархическом отвечает форыационноыу уровню организации вещества. Совокупный генерационно-эмиграционный потенциал того или иного 0НГ0 или НГБ следует оценивать не по валовому содержанию в нем 0В, а по количеству и качеству 0В, содержащегося в формациях, классифицируемых как нефтегазоматеринские. На формационном уровне осуществляется дивергенция горизонтов (парагенераций, формаций) на нефтегазогенери-ругацие {материнские) и нефтегазосодержащие (потенциально нефтегазо-содержащие, т.е. формации-резервуары) (НШГ и-НГСГ). В общем случае НГСГ образуют вторичные концентрации С^ в земной коре. В некоторых случаях дивергенции не происходит и оба типа формаций бывают представлены в "едином лице" (например, глинисто-кремнистые форма-

ции). Пространственная совокушость НШГ образует очаг нефтегазооб-разования (ОНГО), а пространственная совокупность углеводородных скоплений (залежей, месторождений) - зону нефтегазонакопления (3HIH). ОНГО и 3HIH - дивергентные разновидности одного и того же иерархического уровня организации - уровня парагенезисов формаций. Совокупность ОНГО и ЗНШ образует нефтегазоносный бассейн (Н1Б) - объект су-боболочечного (геолинзового) уровня (Драгунов, 1990), а совокупность НТВ - соответствует оболочечному уровню организации, так называемой УВ-сфере (Соколов, 1980). Процессы концентрации С^ - как первичные» так и вторичные - соответствуют линии конструктивного иерархогенеза, процессы-рассеяния, наоборот, характеризуют деструктивный иерархоге-нез. Проблема генерации, миграции и аккумуляции УВ, т.е. проблема генезиса нефти и газа (S.l&to) в конечном итоге - проблема повышения уровней организации вещества. Таким образом, в нейтегазообразо-вании, - тай не, как и в минерагении рудных ископаемых, -.онтогенез объектов любого уровня, представляющих собой естественные геологические- тела, - от ОВ до НТВ - сопровождается иерархогенезом и, собственно, осуществляется в иерархогенезе, повторяя на каждом последующем уровне аналогичную дивергенцию и отраяая одну из существенных сторон геогенетического закона Д.В.Рундквиста (1971).

Отличительный признак НШГ - обогащение сингенетичным ОВ; при этом концентрация С^ - как на породном, так и на формационном уровне должна быть не менее 0,1% для карбонатов и не менее 0,2% для глинистых пород (в случае средних градаций катагенеза и ОВ сапропелевого и существенно сапропелевого типа). Объекты разреза, - и породного и формационного уровня, - по концентрации сингенетичного ОВ подразделяются на три группы: доманикоидные породы (формации) - С!1К^ 0,5%; субдоманикоидные породы (формации) - CIffi - 0,1+0,5$; породы (формации) со сверхрассеянной формой ОВ - Снк<-0,1$; последние не относятся к нефтегазоматеринским. Чем моложе НЕЛГ, тем меньший стратиграфический объем он охватывает и тем более мелкий цикл седиментации характеризует, что, вероятно, связано с усложнением развития во времени, (при сохранении кратности циклов), с увеличением скорости седиментации, продуктивности ОВ, а стало быть и "углеродной седиментации".

1.2. Анализ осадочных формаций - основа выяснения закономерностей размещения нефгегазоматеринских и нефтегазосодержащих горизонтов

Инструмент формационного анализа - выделение парагенераций, как'

элементарных единиц формационного уровня организации вещества.Пара-генерации - парагенезы горных пород (Драгунов, 1973). Термин "формация" применяется автором для объектов формационного уровня, так же как и термин "парагенерация", и в ряде случаев они звучат синонимично. В варианте несводимости объема формации к одной парагене-рации следует говорить о "геоценозе парагенераций" как объекте, не выходящем за пределы того же иерархического уровня. Весь фактичес- • кий материал о формациях палеозоя-допалеозоя Сибирской платформы сконцентрирован в двух формационных таблицах. В масштабе абсолютного возраста на таблицы нанесены кривые седиментации, литологический состав формаций, перерывы и размывы, показан масштаб циклов, отношение формаций к фазам циклов того или иного порядка, характеристика формаций в отношении их .нефтегазогенерацвонных и нефтегазоакку-мулирующих свойств, место залежей нефти и газа и их проявлений, стратиграфическая принадлежность формаций, мощности стратиграфических подразделений и циклов. Первая таблица - от раннего венда до раннего триаса (660-210 млн.лет) - характеризует гомогенный и аккумуляционную стадию гетерогенного этапа развития платформы; вторая

- охватывает рифейский, авлакогенный этап (1560-660 млн.лет). Анализ формаций и их соотношений в историко-геологической последовательности позволил установить стадийно-циклический и в то же время направленный характер формирования осадочного чехла Сибирской платформы, а также закономерное положение НШГ и НГСГ на "кривой седиментации". Формирование выполнения гомогенного и гетерогенного этапов развития мегабассейна платформы происходило в течение 2-х с половиной циклов I' порядка - 2-х с половиной "галактических лет" (660-210 = 450. шш'.лет), в 10 циклов 3-го порядка - по' 45 млн.лет

- в 10 так называемых "галактических сезонов". Выделяется "главный цикл развития", в течение которого формируются основные "содержательные характеристики" бассейна и накапливаются "главные мощности"

- от конца венда (Преображенского времени) до конца раннего девона (570-390 = 180 млн.лет). Предшествует "главному циклу" выраженный в осадках полуцикл, или цикл 2-го порядка (660-570 = 90 млн.лет). Осадки- его первого .цикла (3-го порядка) являются базальными для гомогенного этапа; они охватывают по возрасту неполный ранний венд и представлены в основном терригенными, существенно обломочными,очень редко карбонатными парагенерациямл, развиты на платформе фрагментарно, как правило, по ее окраинам и не представляют обычно полных циклов седиментации более мелких порядков. Отложения второго цикла

3-го порддка (V¿-2) развиты более широко, но не повсеместно, имеют е своо очередь яснов-;ггенное ритмичное строение, - в их составе выделяются цикли 4-го п 5-го порядков, а иногда и болео дробные. Циклы 5-го порядка гачинаются трансгрессивными песчаными пара-генерациями (талгосский, хс.макинский, ботуобинский, верхне-тирский продуктивные горизонты), с которыми связана основная доля открытой нефтегазоносности. НШГ цикла представлены глинисто-алевролптовыми парагенерациями его трансгрессивного "плеча" и глинисто-доломито-еыми - регрессивного "плеча". "Главный цикл" развития Сибирской платформы (\4.-T>¿) подразделяется на два полуцикла - и .

О-J>±, которые в свою очередь "дихотомируются" далее - по крайней мере до циклов 5-го порядка. Первый цикл 3-го порядка "главного цикла" (конец V^- ¿tT-1) представляет собой так называемую "главную седиментацию" мегабассейна Сибирской платформы, которая содир-нит значительную долю осадков и как бы "задает тон" всему мегабас-сейну.- "Главная седиментация" - и основной (по количеству), генерационный источник УВ. 3 этом цикле хороао выражены формации (пара-генерации), представляющие все четыре его фазы. Стлозешш цикла залегают трансгрессивно, нередко с хорошо вират/.экнкм несогласием. КИГ в этом цикле отвечают верхног.ютскоП г.одсвиге V^ - и ее аналогам на трансгрессивном "плече" цикла и куонэчской свите i] ее аналогам - на его регрессивном "плече". За "главны!,! циклом" в каептабе "галактического года" - следует "постумныл" (в том не масштабе) - Tj. С границей этих крупнейгидх циклов связаны существенные события не только в жизни Сибирской платформы, но и в планетарном масштабе (эпоха знаменитого " о £cí veddJ'). Ба Сибирской платформе на границе Di/ji^ закончилось морское осадконакопле-нио и погружение на обширных пространствах ез востока и юга и началась длительная эпоха денудации. Здесь же начало этой эпохи ознаменовалось магматизмом. Перпнп "сезон" (цикл 3-го порядка) постумного цикла (Da-C¿fc) завершает морское осадконатсопление в домезо-зойском мегабассейне Сибирской ггсатформы. С этим кэ циклом связаны и последние Н1Т.1Г - з D^v в , соответствующие по возрасту наиболее представительным КПЛГ Русской платформы. Последующие три "сезона" постумного цикла представляют терригеннзя угленосна1! и туфогенно-эффузивнач континентальные формации.

НШГ суть тегяюцвегные и сероцзеткке парагенерациа (иногда геоценозп парагенераций, т.е. собственно формации), соотвогствующг.о трансгрессивным и регрессивным фаза:: циклов, как правило, 3-го по-

рядка. Параген ерации-резервуары (НГСГ) отвечают либо началу трансгрессивных фаз циклов 3-го - 5-го порядков, либо инувдационным фазам 3-го - 7-го порядков.

В разделе 1.2 рассматриваются также закономерности распределения железа и серы на венд-палеозойской "кривой седиментации". Завершается раздел аналогичным вышеприведенному формационно-цикличес-ким анализом рифея Сибирской платформы.

2. РАССЕЯННОЕ ОРГАНИЧЕСКОЕ ВЕЩЕСТВО ПАЛЕОЗОЯ-ДОПДЛЕОЗШ СИБИРСКОЙ МАТФОРМЫ В СЮТШТОЕЕНЕЗЕ И ДИАГЕНЕЗЕ

2.Г. Генетическая диагностика форм некарбонатного углерода в породах

Понятия "автохтонность" и "аллохтонность" компонентов РОВ (как форм Сщ,), и предде всего битуыоидов, сложились на заре органической геохимии и являются фундаментальными. Методы диагностики генетических типов битумоидов основательно разработаны (Н.Б.Вассоевич, В.А.Успенский, С.Г.Неручев и.др.). В основе этих методов - количественные соотношения растворимых в органических растворителях компонентов ОБ (битумовдов) и всего ОВ в целом. При этом подразумевается, что нерастворимая часть.ОВ заведомо автохтонна. Однако в осадочных породах нередко встречаются углеродистые вещества, нерастворимые в органических растворителях, но имеющие аллохтонную природу (твердые битумы - кериты и антраксолиты - термально-метаморфического и асфальтенитового ряда). Они широко развиты на Сибирской платформе, что и определяет значимость их диагностики. В силу конвергенции свойств аллохтонных и автохтонных форм на первый план выступают нехимические методы диагностики. Результативен метод угле-петрографии , однако он требует ввделения концентратов и вследствие трудоемкости не применим доя массовых исследований. Хорошие результаты дает просмотр образцов под бинокулярным микроскопом..Он не требует предварительной обработки образцов, позволяет видеть морфологию частиц углеродистого вещества, расположение их в структуре . породы,'взаимоотношение с минералами. В карбонатных породах для диагностики следует учитывать величину С^/НОП и ее статистические характеристики. В разделе описывается.также открытый автором новый сугубо эмпирический метод диатаостики компонентов ОВ, представляющий собой вариант "лозоходства", т.е, считывания информации с объекта "биологическим полем" оператора.

2.2. Епзцзксгзчесгая основа накопления органического вещества и ~с*>тегазообразования, ее эволюция от раннего рнфзя к позднему палеозою

Биоценотичесх<ая основа ОВ КП,Т - фитопланктон - цианеи я акра-тархи, иногда о примесью фагоальгобентоса, с палеозоя - зообентоса и зоопланктона (гралтолатов); ОВ НШГ регрессивных фаз почти нацело альгофитошганктовное, в трансгрессивных Н1МГ нерздки существенные примеси друтнх фора. Эпоха образования НИГ отличаются крайним однообразием биоценозов и - начиная с позднего венда по крайней мерз - предшествуют эпохам активного морфогенеза и/ила наследуют их. Максимальное накопление ОВ определяется преэдэ всего биопродуктяз-ностью, что в свою очередь зависит от параметров среды. Даг.э при общей бедности биоценозов их вариации влияют на нефтематерикский потенциал (П^).

2.3. Генетические тшга оргалпчоекого вецесгва верхнего докембрия и палеозоя Сибирской платформа (вопросы классификации; стратиграфическое п географическое размещение)

Фавдально-генотичоскио' типы ОВ определяется исходна материалом и' степенью дпагеяетичеспого ого преобразования. За основу ззята классификация Г.М.Парпаровой - ввделявтея классы сапропелптсв и оксисорбосапропелитов; для класса сапропзлатов создана более дробная классификация на основании сочетания доминпрувщлх в палеозоо-допалеозое биоценотических групп - фитопланктона, фатобснтоса и зоосоотавляющэй; дается стратиграфическое л географическое размещение выделенных типов.

2.4. Вопросы диагепетического преобразования

органического вещества

Характер диагенетическнх превращений ОВ зависит от его соотношений с минеральными окислителя;,я и активности гнкрофлоры. В катагенезе результаты диагенетических превращений ОВ постепенно аннулируются,. однако конкретное течение самих процессов катагенеза ОВ,количественные соотношения генерируемых при этом продуктов в той пли иной море предопределяется глубиной и характером диагенетичеекпх преобразований. Диагенетаческое наследие ОВ тем более заметно, чем ниже градация катагенеза. На Сибирской платформе в силу особенностей ее геологической истории в морском разрззэ не удается наблюдать

отложений, максимальная глубина погружения которых была бы менее I км, а поэтому заключенное в них ОВ зафиксировано в состоянии, отвечающем концу протокатагенеза и более высоким градациям. Тем не менее, в конце прото- и в начале мезокатагенеза в ОВ еще сохраняются следы диагенетических превращений и их можно зафиксировать путем сравнительного анализа его состава. В разделе рассматриваются методические аспекты исследования, связанные с' вычислением баланса форм железа и серы в породах при массовых определениях, когда фиксируются лишь две формы серы - валовая и сульфатная, а их разность обычно принимается за пиритную форшу, т.е. ставится вопрос о диа-генетическом образовании элементной серы и ее геохимическом значении. Диагенетическое образование элементной серы обуславливается соотношениями трех компонентов осадка: Ре^и ОВ; удалось

выявить "графическое поле" в координатах Снк/^,6ал и $э«алЛ-е бал • в пределах которого возможно и реально образование элементной серы (£>эл) в диагенезе. Параметры этого поля следующие: при снк/'р&ал^'

1.0 $1ал/ТеьаТ °'3; ИР" °-5 «Р>

^/¿вал^ °«3 ёвал/^ьал^0»6, 0нл» Д°л*н° <5«гь, и являются контролирующими наличие С, . Приводится конкретный набор формаций соответствующего возраста, где обнаружена и/или. может быть обнаружена элементная сера. Были вычислены "долевые" величины ана-эробно-диагенетического расхода ОВ с учетом восстановления катаге-нетических потерь последнего (методом расчетного моделирования неф-тегазогенерации). В целом эти величины (^ ) изменяются в диапазоне от 0 до 90$. Удалось подметить обратную связь ф. , % с современными концентрациями С^ в породах. Далее рассматривается анаэробно-диагенетическое наследие нерастворимой формы ОВ - осернённость, окисленность и зольность. Содержание в целом падает от дома-

никоидного к сверхрассеянному типу ОВ, но не всегда существенно.По фактическим значениям четкой связи с концентрацией С^ не

наблюдается. Связь с количеством 1-еьал и в породах

отсутствует полностью, зато выявляется связь этого показателя с соотношениями геохимических параметров породы,/- едва намечаемая прямая с Хреал/Гевал и обратная - более четкая - с Снк/ 3 вал и менее четкая с Ст/-р-е . Кислород фоссилизированного ОВ - в отличие от серы - является в значительной степени наследием живого вещества и только частично приобретается в диагенезе. О последнем свидетельствует заметная обратная связь - в изостадиальных условиях - между О1103 и концентрацией С , по 'крайней мере на низких .града-

циях катагенеза. Средние знач-жия зольности растут от доманикоидов к сверхрассеянным формам ОВ; внутри же каждого концентрационного типа связь концентрации ОВ с его зольностью нечёткая. Более тесная обратная связь наблюдается между зольность® НОВ и величиной С^/НОП,,^, т.е. в общем случае зольность зависит от "начиненности" ОВ реахци-онноспособным железом, с которым оно было связано в диагенезе сопряженными процессами окисления-восстановления.

2.5. Эволюция накопления органического вещества; карты концентраций органического вещества.

Современное суммарное количество Снк в НГМГ N4- составляет 11,9 трлн.т. Первое место "по валу" принадлежит €^2 (куонамс-кой свите и аналогам) - 4,6 трлн.т, второе - т*5 (с

аналогами) г 2,8 трлн.т, последнее место - НПО' ордовика - 0,14 трлн.т. В. целом же НШГ образуют следующий ряд по возрастанию валового С11К: 02+ 3 х/хР"^ £>3.-* "Л^^гн-кЕ.^ ч- \4rnt2 _> £>а£.2 •* \4~ £* т±5-> в^-2. . Средние величины сохранности Снн в катагенезе для НШГ - 45+80$ (в среднем 61,2$). Суммарное количество Снк в НШГ к началу катагенеза составляло 19,5 трлн.т. Средний анаэробно-диагенетический расход Снк (9-.$) для наших НШГ 12-40$; суммарное валовое количество С^ в Н1МГ к началу анаэробиоза определялось величиной 25,6 трлн.т. Рассчитывались также средние скорости накопления ОВ (Снк) для кавдого НШГ. В кагщсм цикле 3-го порядка на трансгрессивном этапе они всегда выше, чем на регрессивном, что поддается объяснению с позиций состава био- и тана-тоценозов: ОВ регрессивных НШГ более чем на 90$ представлено фитопланктоном, тогда как в трансгрессивных НШГ часто ощутимо присутствуют - наряду с фитопланктоном - и другие биоценотические группы - фитобентос, а с начала палеозоя - зоопланктон и зообентос, которые, как правило, образуют детритные формы и при интенсивном развитии повышают скорости накопления ОВ. В каждом более молодом трансгрессивном горизонте скорость накопления ОВ последовательно возрастала, тогда как в регрессивных горизонтах возрастание наблюдается от венда к кембрию, а затем снижение. Суммарный обвем НШГ диапазона \/± - <р порядка 1,8 млн. км2 (около 1/3 осадков этого возраста). Средняя современная концентрация С[гк для всех НШГ 0,3%. Средняя концентрация С^ за пределами НШГ примерно в 10 раз меньше; тогда - при вдвое большем объеме "необогащенных".формаций - <р а п0 сравнению с "обогащенпыми" - суммарное содержание

Сщ^ в первых по сравнению с последними будет примерно в 5 раз меньше и составит порядка 2,0-2,5 трлн.т. Эта цифра хотя и внушительна, однако - как будет показано в следующей главе - она к процессам нефтегазообразования отношения не имеет. Современное валовое содержание С^ в НПЛГ рифея Сибирской платформы составляет порядка 4 трлн.т. При средней катагенетической сохранности С^ не более 50$ к началу катагенеза Снк в НШГ рифея было вдвое больше. Плотности Снк и скорости накопления ОВ в рифее соизмеримы с таковыми в вецде-палеозое. Вышеприведенные валовые значения С^ в рифее платформы, вероятно, занижены, т.к., во-первых, учитывают не все возможные НШГ этого возраста, а, во-вторых, основываются на данных краевых зон платформы. Неоднозначная корреляция рифейских горизонтов в разных её частях, скудные сведения о рифее центральных территорий не позволяют пока надежно закартировать отдельные рифейские НШГ для всей платформы. Для всех НШГ диапазона были со-

ставлены карты современных концентраций С^ и мощностей НШГ; рассмотрены также принципы картирования НШГ. Наиболее подробно в разделе рассматривается распределение ОВ (Снк) в НШГ венда, в^и <p:j_.

3. КАТАГЕНЕТИЧЕСКАЯ ЭВОЛЮЦИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЫЦЕСТВА

3.1. Факторы катагенеза; катагенетическая зональность и оценка палеоглубины погружения отложений

Основным и, по существу, единственным - в смысле причинности -фактором преобразования ОВ в недрах является температура, т.е. та энергия, которуй ОВ получает в процессе погружения вмещающих отложений за счет идущего из глубины теплового потока и которую расходует на постепенную коренную перестройку своей структуры. Упоминаемые нередко в качестве факторов катагенеза ОВ давление, диалогический состав пород, геологическое время на самом деле суть не факторы, т.е. не причины преобразования ОВ, а условия среды, в которой протекает это преобразование, в той или иной мере влияющие на скорость процесса. Современный геотермический режим недр Сибирской платформы изучен весьма неравномерно. Тем не менее, можно утверждать, что ныне Сибирская платформа - регион геотермически "холодный". Средние плотности теплового кондуктивного потока оцениваются величиной 40,6 мВт/и2 (для Русской плиты 41,9 мВт/м2), средние геотермические градиенты 0,7-2,-5°С/1СЮ м (Вожов, 1987). Даже при максимальном градиенте современные температуры на глубине 3 км соста-

вят порядка 70-75°С, а на глубине 5 км 120-125°С.В то же время,еще 25-30 лет назад, еще в "докерогенную" стадию исследований 0В Сибирской платформы стало проясняться, что сапропелевое ОВ палеозоя-до-палеозоя региона на глубинах (и палеоглубинах) более 3 км является битуминологически "истощенным", т.е. высоко преобразовано в катагенезе. Отложения верхнего протерозоя, низшего и среднего палеозоя в силу своего положения по отношению к "кривой" эволюции органического мира не содержат ни пластов угля, ни растительного детрита, вследствие чего определение в них катагенеза 03 прямыми оптическими методами (т.е. по витриниту) невозможно. Хатагенетическая шкала па-леозоя-додалеозоя мегабассейна Сибирской платформы была впервые создана во ВНИГРИ (при участии СНИШТиМС'а и ВостСибНШГГИЖ'а) в конце 60-х - начале 70-х годов, когда появились первые результаты исследований НОВ этих отложений. С учетом реконструкции палеоглубин шкала Сибирйкой платформы в целом по своей размерности совпала с катагенетическими шкалами других платформенных регионов, в частности Донбаса, где размерность шкалы хорошо разработана на основе "классических" методов (так называемой сокращённый тип катагенети-ческой шкалы). С накоплением данных размерность шкалы региона уточнялась, хотя принципиально её характер не изменился, остался "сок--ращеннкм" ("субдонецким"). Реконструкция максимальных палеотемпера-тур недр Сибирской платформы производилась на основании шкалы И.И. Аммосова по теглпературам смены градаций катагенеза 03 (Аммосов, 1971, 1979, 1987). Средние палеогеотермические градиенты в эпохи максимальных погружений для Сибирской платформы составляли порядка 5°С/10Э м. Катагенетическая преобразованность 0В морского палеозоя -допалеозоя Сибирской платформы, за редкими исключениями, подчиняется единой палеоглубинной размерности и, хотя трудно себе представить, что на такой обширной территории тепловой режим и тепловая история были совершенно одинаковы, вероятнее всего, дело именно в том, что все "векторы", по-разному складываясь на разных участках платформы, и создавали некий "осредненный" тепловой режим, через который проходило 0В на своих палооглубинных уровнях в пределах своих участков платформы. Катагенетическое преобразование 0В в осадочном чехле происходит в_масштабах геологического времени, где последнее как бы компенсирует недостаток температуры в недрах. Однако, в данном случае речь идёт только о "недостатке" по сравнению с температурами экспериментального моделирования, где счет времени идет на часы, дни, в крайнем случае - на месяцы. В геологическом же- време-

ни, когда счет ведется самое малое на миллионы, а чаще не десятки и сотни миллионов лет, этих "миллионов" практически всегда достаточно, а достижение ОБ определенной степени преобразования всегда осуществляется при определенных температурах. Процессы преобразования ОВ могут испытывать временное торможение в условиях затрудненного оттока генерирующихся флюидов и, как следствие, возрастания давления, что характерно для достаточно мощных глинистых толщ. Специфика разреза и особенности геологической истории Сибирской платформы таковы, что подобные условия здесь не создавались. История прогрева НШГ палеозоя-допалеозоя Сибирской платформы была весьма длительной. Для НИГ венда-силура она укладывается в цифры 200-400 млн.лет, а для рифея и того больше. При идентичных глубинах погружения нет разницы.в степени преобразованности, например, нианерифекского ОВ с возрастом около 1,5 млрд.лет и "тепловой историей" порядка 800 млн.лет, - с одной стороны, - и ОВ нижнего силура, которое на I млрд.лет моложе и "тепловая история" которого в 4 раза короче, - с другой. Скорости прогрева изменялись во времени в широких пределах - 2*26°С/Ю млн.лет. Для повышения температуры недр на 1°С требовалось от 0,38 до 5 млн.лет. Сибирская платформа относится к регионам, претерпевшим инверсию, сопровождавшуюся глубоким размывом отложений. В подобных условиях для надежной оценки катагенеза ОВ в первую очередь необходима реконструкция максимальных палеоглубин погружения отложений. Была создана система реконструкции этих величин, состоящая из набора карт реконструированных доразмывных мощностей стратиграфических подразделений, - всего 12 карт ("У^-Т); система включает и каргу эпох суммарных максимальных погружений дош Сибирской платформы, т.е. тех эпох, когда максимальное погружение завершается, хотя сама эта заключительная эпоха может давать и очень незначительный прирост мощностей - вплоть до О - лишь бы не было размыва. Далее в разделе приводится характеристика вышеуказанных карт, чтр равнозначно описанию истории погружений Сибирской платформы. На территории Тушусской синеклизы,' где эпоха максимального погружения ранний-средний триас, необходимо еще и учитывать мощность, интрузий. После создания указанного набора карт все геохимические данные были "приведены" к выверенной системе палеоглубин.

3,2. Этапы, разззшл до;,мезозойского мегабассейна Сибирской п.т.-^фор;-' л ;..")тятле о катагепетпческоа несогласии

До'лезозгч'-ггтй т- ;ассейн Сибирской, платформы - единое осадоч-но-породное тело, з составе которого отложения от рифея до триаса включительно. В онтогенетической истории мэгабассеЛкп выделяются три этапа, каждому из которых присуши своп черты и особенности генерации, аккумуляции и консервации нефти г газа: I - авлакогенный (начальный,"К. ), П - гомогенный (основной, V- сх» на востоке у-и Ш - гетерогенный (заключительный, С^- ныне, на востоке -ныне). Основные конседимен'тационные структуры авлакогенного этапа - авла-когены и "пэрикратонные опускания, з которых существовал, видимо, напряженный геотермический режим за счет интенсивного кондуктпзно-го теплового потока, что характерно для эпох ргртогенеза на протяжении все;1 историк земной коры. Геотермические градиенты достигали 5-7°С/10а ¡,ь Эти условия предопределила активные процессы.генерации, эмиграции и, вероятно, аккумуляции 73. Конец этапа ознаменовался общей инверсией, сопровождавшейся блоковоскладчатыми движениями с возникновением плакантикликорнкх зон, ка глубокозродлрованяой поверхности которых в течение следующего этапа отлагались осадки венда и пачеозоя. Такой характер инверсии обусловил интенсивное разрушение разномасштабных скоплений ТВ вплоть до полного их уничтожения. Перепад катагенеза ОБ на границе такого несогласия - вне зависимости от того, в како:л диапазоне градаций он фиксируется, - свидетельствует о том, что залегающие ниже несогласия комплексы при последующих погружениях в генерации УВ участия не принимали. Более того, если ОВ под поверхностью несогласия находится ка градации катагенеза и выше, нефтяные залежи, сннгенетичные комплексу,

в них сохраниться, вероятнее всего, не могли, а сохранность залежей газа определяется степенью дислоцированностп комплекса а его диалогическими особенностягли. Указанный "перепад'катагенеза" именуется наии "катагенетпчоскпн несогласием" ("геотермическое несогласие" Н.П.ГречишникоЕа и И.И.Аммосова)Гомогенный этап характеризовался единым бассейном седиментации и синеклизнкл тектонически!.! репимом, подобно.) режиму Западно-Сибирской штаты з мезозое. В-течение гомогенного этапа тектонические движения были слабо дифференцированы, пликативкый характер дислокаций .явно преобладал над дизъюнктивным. Магматизм проявился только в конце этапа и только на востоке платформы. Геотермический режим был менее напряженным, чем в рифез, ко ощо достаточно интенсивным, средние геотермические градиенты, веро-

ятно, достигали 5°С/Ю0 м. Геолого-геохимические условия гомогенного этапа были во всех отношениях благоприятны и для генерации, эмиграции, аккумуляции и консервации нефти и газа. Гетерогенный этап в целом характеризуется континентальным осадконакоплением, сменой в пространстве и во времени областей аккумуляции областями денудации, интенсивным трапповым магматизмом, резкой_ дифференциированно-стью структур, преобладанием дизъюнктивных дислокаций над пликатив-ными. Он подразделяется на 2 подэтапа: I) денудационно-аккумуляци-онный (С2-Т) и 2) существенно денудационный СУ- ныне). Авлакоген-ный этап представляет собой как бы полный онтогенетический цикл -от накопления ОВ, через генерацию, эмиграцию, аккумуляцию УВ - до разрушения их скоплений; гомогенный и гетерогенный этапы совместно образуют такой цикл онтогенеза нафтидов.

3.3. Катагенетические изменения параметров органического вещества

Конечным итогом катагенетических превращений седиментогенного ОВ является графит, что подтверждается наличием его не только в метаморфических и субметаморфических породах, но и в осадочных на контактах с магматическими телами, т.е. при повышении температуры происходит постепенное освобождение ОВ от "гетероэлементов" (включая водород), которые при молекулярном группировании образуют так называемые "летучие продукты" и, -покидая "материнскую субстанцию", - неизбежно уносят с собой и часть углерода. На этом знании основаны все варианты-расчётного моделирования генерации нефти и газа. В практике органической нефтегазопоисковой геохимии необходимо знать не только начальную и конечную "точки" процесса и общее количество генерированных продуктов, но и его динамику., количество и состав продуктов генерации на каждом этапе катагенеза, ибо любой реальный нефтегазоносный (потенциально нефтегазоносный) бассейн представляет собой совокупность осадочных формаций, ОВ которых находится в болео или менее .широком диапазоне градаций катагенеза. Основой "поградаци-онного" расчетного моделирования генерации УВ'является совокупность знаний о составе-ОВ'на ка-вдой градации, из чего в свою очередь,выводится динамика изменения этого состава, как'следствие генерации летучих продуктов. При конечном "чисто углеродном" остаточном продукте основным свойством кривых изменения элементного состава нерастворимой части ОВ (НОВ) должно было бы быть постепенное нараста-

низ углерода и надеп 'о ■осе.-", прочих элементов. Однако, в случае сап-ропелезого ал1гс^итогеп!.с '■ (прежде всего плакктоногенного) ОВ ка-тагенети-:оскне л. гонения элементного состава НОВ не столь прости и одкенаправлешш. Шу> за?." (С.Г.Неручев, Е.А.Рогозина, Т.К.Баженова, Л.С.Беляев,: и да.;, что на средних, а нередко и на высоких градациях катагенеза происходит снижение содержания углерода в НОВ и соответственно возрастание кислорода; неоднозначно ведет себя и сера. На этапе К>Н незначительное повышение кислорода и понижение (или стабилизация) углерода - при снижении водорода - находит объяснение в массовой генерации жидких УВ - это проверяется расчетным моделированием, решением "генерационных уравнений": если таковые решаются, значит подобные изменения элементного состава НОВ вполне реальны. Вместе с тем, мы наблюдаем и неправомерно низкие содержания Снов и высокие Онов и после ГШ, во второй половине мезокатаге-неза и в апокатагенезе. При этом нередко наблюдается стабилизация . и даже повышение содержания водорода в КОЗ, Генерационные уравнения на этих этапах при наблюдаемом составе просчитать невозможно. Вывод напрашивается только один: система открыта не только на "выход",но и на "вход" - кислород системой приобретается и "разубоживаег" содержание углерода. Перед обсуждением проблемы приобретения кислорода НОВ в катагенезе в разделе подробно рассматриваются катагенети-чеекке изменения элементного состава НОВ для всех типов концентраций ОВ. Повышенные значения 0НОВ у доманикоидов и субдоманикопдов не исчерпываются ни биоценотическим, ни диагенетичеекпм кислородным наследием, ни остаточным его накоплением при выходе некислородных летучих продуктов, ни гнпергенным окислением (в частных случаях). Источником "дополнительного" кислорода з данном случае может являться вода, т.е. происходит ее приобретение определенным образом подготовленной структурой ОВ. Механизм зтого процесса во многом не ясен; однако, рентгено-структурным анализом (З.Г.Каплан, ВНИГРИ) в составе минеральных компонентов НОВ были обнаружены гидрослюды, гидратировашше сульфаты и карбонаты, а также водусодержащие минералы фтора. Если гидрослюдн - природное образование, то прочие минералы - явное приобретение процесса обработки образца. В большинстве случаев гидратировашше минералы обнаруживаются в образцах с повышенным содержанием 0НО3 и Ннов и в основном на относительно высоких градациях катагенеза, хотя есть и исключения из этих правил. "Минеральный источник" воды может быть вполне ощутил в балансе НОВ, однако, можно предполагать, что "гидратации" подвергаются и-сами.

частицы' ОВ (в природе и/или в процессе анализа) по тому же принципу "заполнения свободного пространства" (после потери функциональных групп), по какому происходит гидратация минералов (при несоразмерности радиусов катиона и аниона). "Внедренную" воду можно вычислить и элиминировать из состава НОВ, приведя таким образом систему к "нормальному" виду. Элиминирование вода и реконструкция состава НОВ осуществляется графически-расчетным путем, после чего катагенетиче- ■ ские изменения состава НОВ получают более "закономерный вид". В разделе рассматривается также характер катагенетических изменений показателей преломления коллоальгинита (Г\1кд) и оксисорбоколлоальги-нита (К1осКа) для всех типов концентраций 0В (определения Г.М.Пар-парово^. Далее обсуждается сущность катагенетических превращений синбитумоэдов. В случае доманикоидных концентраций в изменении^Роъ' с глубиной намечается два пика: первый на глубине 1,6+1,7 км-5,5$ (начало МК^) и второй на глубине 2,7+2,8 км - 6,5$ (середина МКд). Первый пйк намечается по более четко

он проявлен в смолах ( ~ и практически не выявляется

в элементном составе битумоидов, что свидетельствует о достаточно "кислом" их характере. "Провал" между двумя пиками на глубине 2,4 км (МК-^Дй^) характеризуется падением Д° 2,8$, ^о'ц ~ до

1,0$, До. 1,5%. Во втором пике уь растет до

З,1$а-У3с.£ - до 2,8%, - до 0,6$, гетероэлементы падают

до 4$, содержание С и Н в ХБА увеличивается, т.е. идет явное новообразование битумоидов и в первую очередь УВ. До глубины 3,2 км (до конца ЬКд) ^Роь^1 паДает до 2,2$, а к концу мезокатагенеза становится равной 0,5%% более не снижается. Вероятно, это тот предел битуыоида, который удерживают в породе и в ОВ сорбционные силы. В изменениях синбитумоидбв субдоманикоидных концентраций ОВ с глубиной намечаются принципиально те же закономерности. У сверхрассеянных форм ОВ наблвдается некоторое своеобразие поведения в катагенезе. По _РоъА тохе Два пика - примерно на тех же глубинах, только аначения 4 здеоь в 2-3 раза выше по сравнению с доманикои-

• дама и субдоманикоидами, а "провал" между пиками расположен не на границе' МК^/Ш^« а в середине МКр "Провалу" соответствует пик по не наблюдалось у других форм ОВ. Элементный состав ХБА как будто следует за пиками , - так же как и у доманикоидов

и субдоианиноадов, т.е. в целом большему содержанию ХБА в ОВ соот-' ветствует и более восстановленный его облик. Но при сопоставлении кривых и Онов сверхрассеянных форм отмечается четкая обрат-

ная связь мевду этими параметрами• В других формах концентраций ОВ кислород при массовой генерации УВ (на втором пике) даже несколько возрастал, либо "задерживался", а здесь на обоих пиках ХБА он пздаетВысокие значения ^>овА только на пиках -15-16$, но и в "провалах" - 8-11$), хорошая обратная корреляция

О«- свидетельствуют -о том, что здесь мы имеем дело не с остаточными битумоидами, а с исходными, если и потерязшми какую-то свою часть, то очень небольшую и в основном лёгкую, которая стандартными битумонологдческими методами не фиксируется. Сверхрассе-яннне формы ОВ, хотя и генерируют примерно ту же гамму веществ, в процессах эмиграции битумовдов практически не участвуют, т.е.содержащие ОВ сверхрассеянних форм горизонты не принадлежат к НШГ. В катагенетических изменениях группового углеводородного состава ХБА фиксируются следующие особенности. У доманикоидов в пределах под-стадии мезонатагенеза в целом в балансе ХБА происходит увеличение углеводородной составляющей, в том числе и в первую очередь МНУВ и соответственно снижение доли "кислых" компонентов. Сумма УВ на этом палеоглубшшом отрезке возрастает от 21 до 62$, МНУВ - от 10,5 до ■46$. К 2 км МНУВ возрастают .до 22$, а затем чуть снижаются - до 19,5$,. что совпадает с "провалом" и -^ов • Следущий пик

£УВ(50$) за счет МНУВ (37$) фиксируется на глубине 2,8 км (мк|/ Мк|) и примерно совпадает со вторым ("главным") пиком^ов^^^оь '' на этом уровне отмечается первый минимум спиртобензольных смол (17,5$) и асфальтенов (7,5$). Этот пик характеризует массовую генерацию УВ, опережающую их эмиграцию. Далее, в конце '.^(З.г км) следует снижение УВ до 44$, а МНУВ до 30$ (начало КГ, массовая эмиграция УВ), после чего до конца Ж УВ вновь возрастают в балансе ХБА, несмотря на неуклонное снижение и • ® дальнейшем, на АК (до глубины 5,5 км) наблюдается снижение 23 УВ в балансе ХБА до 46$, а МНУВ - до 35$; асфальтены при этом падают до 6$, а возрастают спиртобензольныб смолы. Очевидно, на АК еще происходит . эмиграция наиболее легкой части УБ, а "резервные возможности" смол уже в значительной мере исчерпаны. У субдоманикоидов тенденция изменений группового углеводородного состава синбитумоидов в целом аналогична таковой у доманикоидов.

3.4. Региональный катагенез органического вещества; карты катагенеза и палеокагагенеза

Катагенвтическая шкала, непротиворечиво характеризующая фпкеи-

рованное состояние ОВ в недрах домеэозойского мегабассейна Сибирской платформы, имеет следующую палеоглубинную размерность градаций: подстадия протокатагенеза (ПК) - до глубины 1,5 км, причем ПК-^до 1,0 км, ПК3 - 1,0+1,5 км; подстадия мезокатагенеза - в интервале 1,5-4,4 км; - 1,5+2,4 км; МкЦ - 2,4+2,8 'км; Мк| - 2,8+3,2 да; ЬКд - 3,2+3,8 км; МК^ - 3,8-4,1 км; 1Ж5 - 4,1-4,4 км; подстадия алокат греке за располагается глубже 4,4 км: АК^ - 4,4-5,0 км; - 5,0-6,5 км; АК4>6,5 км. Для того, чтобы представить региональную картину катагенеза 03 на любой стратиграфической (или гипсомет- • рической) поверхности строятся соответствующие карты. В более молодых отложениях карты катагенеза ОВ строятся обычно в изоресплевдах, т.е. картируется величина отражательной способности витринита (Т??-) и она же корреспондируется, с максимальными палеоглубинами. В нашем же случае картируемой величиной является сама максимальная палео-глубина, граничная для той или иной градации (карты максимальных палеостратоизобат). При наличии карт "доразмывных" мощностей и знании размерности шкалы катагенеза построение таких карт представляет собой чисто техническую операцию. В разделе приводится характеристика карт катагенеза и палеокатагенеза ОВ по кровле «

£ и подошве силура.

1.-2.

3.5. Изменения органического вещества под влиянием траппового магматизма

Влияние траппового мапиатизма на постдиагенетическую историю 03 осадочных пород проявилось в трех основных направлениях: I. В накоплении мощной.(до 2,5 км) туфогенно-эффузивной тощи триаса на обширных площадях запада' платформы, которая увеличила глубины погружения осадков, а стало быть и воздействовавшие на них температуры. 2. В возможной "активизации" теплового режима недр, выразившейся в возрастании коцдуктивного теплового потока, во время образования глубинных магматических очагов "накануне" массового внедрения и излияния траппов. 3. В непосредственном термальном влиянии внедрявшихся в осадочные толщи трапповых интрузий и сопровождавших их (либо 'следовавших за ними) гидротермальных образований. (Первые два момента вполне укладываются в рамки регионального катагенеза).Масштабы термального метаморфизма ОВ, естественно, определяются масштабами самого интрузивного магматизма. В разделе рассматривается вопрос о размещении трапповых интрузий; разбираются конкретные примеры

воздействия магматизма ¥■' -В вмещающих пород - в аспекте масштаба и характера. Эмпирически „-.чачавлпвается, что для надежной термоизоляции ОВот трапловых интрузий требуется.не более 100 м мощности осадочных пород,

4. ОСОБЕННОСТИ ИДЦИВГДУАЛЬНОГО СОСТАВА УГЛЕВОДОРОДОВ СИНБКТЖВДОВ И ЕП) ИЗМЕНЕНИЯ В КАТАГЕНЕЗЕ

Индивидуальный состав УВ ;.Н фракции синбиту1.:оидов, исследованный для различных биоценотических типов л концентраций ОВ, отражает, с одной стороны, его фациалыше особенности, а, с другой - характеризует катагенетаческие его изменения, обусловленные, прежде всего, особенностями эмиграции УВ. 'Фациалыше и стадиальные вариации индивидуального состава УВ в целом подтверждают выводы, полученные по другим параметрам ОВ.

5. ЭВОЛЮЦИЯ НЕФТЕГАЗООБРЛЗОВАШИ

5.1. Расчетные модели генерации жидких и газообразных углеводородов

Расчетное моделирование предполагает количественное воспроизведение пефтегазогенерации в масштабе геологического времени в зависимости от геологической истории региона. Оно позволяет уточнить стадийность генерации флюидов, положение их генерационных максимумов по отношению к тем или иным глубинам (палеоглубинам) и градациям катагенеза ОВ, что является одним из критериев раздельного геохимического прогнозирования флюидов. Моделирование проводится на базо балансовой модели (Неручев и др., 1976), в основе которой, в свою очередь - аналитическая инфорлация о фиксированных состояниях (составо) фациально-биоценотпчески однотипного ОВ на последовательных катагенетических уровнях на протяжении всей стадии катагенеза, при этом эмпирически постулируется, что отличие каждого последующего состояния от предыдущего является функцией флюццогенерации на этом этапе. Моделирование проводилось для трех тицов ОВ: I. альго-фитогенного, существенно планктовогеннсго сапропелевого доманикоид-ных концентраций; 2. оксисорбэсапропелевого относительно малой степени окислеиности субдоманикоидных концентраций; 3. существенно зоогенного (граптолитового) доманикоядшх концентраций. Исходные данные - состав НОВ, величиныуЗ^д^я' ~ с,шлал1:сь с осреднешшх катагенетических кривых с учетом изъятия "внедренной"

в ОВ высоких градаций катагенеза воды; эти же количества воды изымались из величин V Г (выход летучих продуктов) на соответствующем уровне..За исходное принималось ОВ примерно 500 м палеоглубины погружения, шаг балансовых расчетов соответствовал в основном градациям катагенеза. В расчетах оценивалась генерация битумоидов - хло-роформенной (ХБА) и спиртобензольной (СБЕ) фракций, легких УВ (ЛУВ) углеводородных газов (УВГ), "кислых" газов (С02, Н2& Ы^) и воды. В хорошо дренируемых разрезах Сибирской платформы с частой перемежаемостью литологических разностей, с высокой карбонатной составляющей - как на минеральном, так и на породном и формационном уровнях, где в НЖГ всегда хорошо фиксируется эмиграция битумоидов (также на разных уровнях организации), при расчетном моделировании нефтегазогенерации сразу вычисляется эмиграционная составляющая. Принципиальная схема балансовой модели изложена в упомянутой работе С.Г.Неручева и др. (1976); отметим лишь некоторые дополнения, связанные с' вычислением эмиграционной составляющей, введением ЛУВ,учетом выпадения асфальтенов и т.п. Сначала (по С.Г.Неручеву в др., 1976) определяем потерю массы ОВ (д\/г) на конкретном этапе и по уравнениям материального баланса элементный состав этой массы летучих продуктов. В генерированный "компонентный" состав Д " по максимуму" входят 8 веществ: ХБА, СЕВ, ЛУВ, УВГ, С02, Н20, Н2$иN. При знании отношений элементов в веществах не знаем соотношений самих веществ, а поэтому можем составить лишь 5 уравнений (по количеству элементов в л V р ) с 8 неизвестными. В связи с этим необходимо определить, еще три соотношения, чтобы система оказалась решаемой: ХЕА+СЕБ+ЛУВ/газы+Н20; ХЕА/СББ; ЛУВ ДВА. Эти отношения путем весьма вероятных допущений мы определить можем; для этого следует "задать" несколько условий-постулатов: I. количество остаточных битумоидов примерно пропорционально генерированным, но всегда меньше суммарно генерированных к данному этапу; 2. коэффициент эмиграции ЛУВ всегда выше коэффициента эмиграции.ХБА на данном этапе, а соотношение ЛУВ/ХЕА в эмиграционном продукте примерно соответствует таковому в нефтях (отношение фракции, с "Ь°ып до 250°С к остальной части нефти), стало быть, в генерированном продукте это соотношение несколько меньше; с нарастанием катагенеза и это соотношение должно возрастать, пока ЛУВ не "вытеснит" ХБА. Указанные соотношения сразу нагл дают распределение четырех компонентов в Л\/Г - ХБА, СБЕ, ЛУВ и газш-вода; затем по.уравнениям материального баланса - зная состав ХБА, СББ, ЛУВ и Д V П- определяем суммарный

элементный состав газов и воды. Элементный состав генерированного ХБА является "промежуточным" между составом остаточного (который .нагл известен) и "отбензиненной" нефти; элементный состав ДУВ - это состав "бессмольного" конденсата и вариации его невелики; элементный состав генерированного СЕБ примерно принимаем равным таковому остаточного СББ, т.к. - вслед за С.Г.Неручевым (1976) - допускаем, что эмиграция СББ происходит с водой и эмигрировавшая часть является не менее "кислой", нежели остаточная. После того, как найден суммарный элементный состав газов и воды, путем решения балансовых уравнений несложно найти количества каждого из вышеуказанных веществ (как в вышеупомянутой работе). Затем путем решения несложных пропорций и уравнений - зная количества генерированных и остаточных продуктов - вычисляем количества эмигрировавших ХБА, ЛУВ, СББ и коэффициенты их эмиграции на расчетном этапе. Заключительной "расчетной акцией" на каждом этапе является вычисление степени сохранности ОВ и С^. Несмотря на вводимые в расчет допущения о соотношении жидких генерационных продуктов - ХБА, ЛУВ и СББ - между собой и суммы последних с суммой газов и воды, рамки этих допущений весьма узки; расчеты показывают, что при существенном отклонении от реальности упомянутая выше "водно-газовая" система-уравнений не будет решаема, а ведь основное условие любой балансовой системы - ни один-компонент не может быть меньше нуля. В отличие от битумоидов, скажем, доманика Русской платформы или баженовской свиты Западно-Сибирской плиты, в битумоидах палеозоя-допалеозоя Сибирской платформы асфальтены> не играют существенной роли (^^^редко превосходит. 1,0$), хотя процесс периодической высадки асфальтенов фиксиру-естя и здесь. В $ на исходное ОВ количество высадившихся асфальтенов невелико 0,5-0,6$, и в балансовых расчетах им мо_но. пренебречь. Однако било важно принципиально решить вопрос о введении "высадки" в баланс для того, чтобы можно было решать эту задачу для других, более "асфальтендстых" объектов. Состав высадившихся асфальтенов предполагался идентичным .асфальтенитаы, выпадающим в залежах нефти при конденсатообразовании в случае невысокой степени метаморфиза-ции (С—86,5; Н-7,5;Г\/- 1,0; ,5*-2,0; 0-3,0$). Поправка вводится следующим образом. Допустим, на "пути" от этапа тп. к этапу п. высадились асфальтены в количестве% на НОВ/^, однако они входят составной частью не в НОВ/п, а в/УЙ^ , тогда расход летучих гл этом отрезке ( Л У[1пА ) расчитывается из пропорции по уравне-

Ч/Р 1Ш(-ЛовЛ юо -ЧЦовп

\ / г1

а состав Д V (генерированных продуктов) по уравнению:

и т.д. Поскольку расчеты ведутся до самой графитовой стадии (иначе нельзя быть окончательно' уверенным, что система балансируется).предельные остаточные количества ХБА и СББ в "преддверии" графитовой стадии разлагаем на. газы (СН^, СО2, Н^. N2.) и углерод. Расчет модели показал импульсивность и стадийность генерации /Б и катагене-тические палеоглубииные "барьеры" этих процессов. Так, к глубине примерно 3,5 км для альгофитогашого 0В заканчивается генерация ХБА. К уровню 4,5 км исчерпывается генерация ЛУВ. Главный импульс генерации УВГ для ОВ альгофитогенных сапропелитов расположен в интервале 3,0-4,5 км (конец - начало АК^-) и следует за последним . импульсом генерации ХБА. Высокий по интенсивности, но меньший по суммарному количеству по сравнению с вышеуказанным импульс генерации УВГ просчитывается между двумя импульсами генерации ХБА. Закономерности генерации летучих продуктов для фитогенных сапропелитов и оксисорбосапропелитов невысокой степени окисленности близки между собой, только разнятся в количественном соотношении генерируемых компонентов и для сапропелитов импульсивность процессов выражена более чётко. На пути от начала катагенеза к метагенезу, к графиту сапропелита доманикоидных концентраций, биоценотическую основу которых образуют планктонные циакеи и акритархи с незначительной примесью альгобентоса, суммарно генерируют 35,2$ нефти (ХБА+ЛУВ).около 16$ УВГ, 22,6$ кислых компонентов (куда относятся не только кислые газы и Н20, но и СББ). и 26,2$ 0В остается -г>г. 5в виде графита,' т.е. "полезных компонентов" - нефти и газа - суммарно образуется 51,2$ от 0В начала катагенеза; оксисорбосапропелиты невысокой степени окисленности с той же биоценотической базой дают порядка 35$ "полезных компонентов". В случае сокращенной катагенетической шкалы • применительно к палеозою-допалеозою Сибирской платформы около 2/3 нефти (62,0$) генерируется в интервале 1,5-3 км, причем около 48$ в интервале 2-3 км, выже (0,5-1,5 км) - около 10$ и ниже (3-4,5 км) - около 28$ (конденсат). Двуимпульсный интервал 1,5-3 км, очевидно, и следует выделять как Главную Зону Нефтеобразования (ГШГ. В\срав-

нительно узком интервале 3,0-4,5 км генерируется около 35$ УВГ.он, .вероятно, к является Главной Зоной Газообразования (ГЗГ).

5.2. Масштабы генерации (эмиграции) углеводородов и нефте-и газогенерационные карты Сибирской платформы

На базе карт концентраций С[Ш и мощностей НПЯ1, а также катагенеза ОБ и на базе расчетного моделирования процессов нефтегазо-образования были подсчитаны масштабы эмиграции жидких и газообразных УВ для всех вышерассмотренных НГМГ от венда до силура включительно. Подочет производился по следующим формулам:

аН = Снк * Ь_х ю2;

Ю7

сг где

а (т/км2) и 0%,«) - соответственно количества генерировавшихся (эмигрировавших) нефти и газа; ср^ - поправка на легкие летучие УВ С7-СТ,(ЛУВ):

и эли У Э-м 0 Л Х£ГА '

.^9-М д ХбА

т.е. такая величина» на которую надо умножать , чтобы по-

лучить суммарную величину » ^Р ~ плотность по-

род (т/м ); Снк- - % на породу; К - коэффициент эмиграции ХБА в долях единицы; У^с^^ ~ осредненная для данного типа ОВ и данной градации доля ХБА в %, оставшаяся в ОВ к середине данной градации, приведенная к С^ данной градации; 1т. - мощность, м; Сг - содержание углерода в НОВ данной градации; '"^Г доля углеводородных, газов, образовавшихся суммарно к середине данной градации, приведенная к 03 данной градации, % вес. Поскольку реальные масштабы эмиграции рассчитываются для горизонтов с фиксированными Снд(0В) на фиксированной градации, поэтому все параметры должны быть приведены к ОВ, либо Сщ, данной градации. Величины 0_Н и О. имеют размерность "т/км2" и "нм3/км2", т.е. подсчитав аются количества нефти и газа, которые эмигрируют с одного км2 площади НШГ -всей его "полезной"- мощности. Вследствие больших колебаний мощностей НГМГ вводится величина удельной эмиграционной плотности: т/км2/» и нцЗ/км^/м, т.е. в первую очередь определяется то количе-

ство.нефти и/или газа, которое произведено (отдано) осредненной "пластиной" НШГ площадью в I таг и мощностью в I м, тогда легче сравнивать сравнимое.

Ранжированный рад НШГ по масштабам нефтообразования (по нисходящей): +

\1±рп&-+ О^д. По масштабам газообразования последовательность HTi.iT та не, только \^т±ги поменялись местам!. Всего НГ7.1Г

вьнда-силура Сибирской платформы за всю свою онтогенетическую историю "породили" 4749,7 млрд.т нефти (эмигрировавшей м&кронефти) и 2248,0 трлн.нл3 УВ газов; при этом на конец гомогенного этапа развития платформы (на конец ) было порождено порядка 60$ и нефти, и газа (2844,4 щрд.т и 1358,0 трлн.нм3 соответственно). Вышеприведенные цифры представляют собой основную долю потенциала до-мезозойского мегабассейна, но не исчерпывают его. Во-первых, здесь не приведены масштабы эмиграции УВ для НГМГ рифея, а они, судя по всему, составляют не менее четверти таковых для венда-палеозоя,хотя значительная часть рифейского потенциала - как реализованного в накоплении, так и нереализованного - была, вероятно, утрачена во вре-.мя предвендской инверсии авлакогенов. Далее, при подсчетах масштабов эмиграции не учтены НШГ в прилегаюпшх к платформе прогибах, которые ныне представляют собой в основном также структуры инверсионного типа, где НШГ венда - нижнего палеозоя сохранились в лучшем случае лишь в обрывках, хотя в эпохи погружения эти НШГ. также участвовали в общем нефтегазосборе для ЗНШ платформы. Плотности эмиграции нефти колеблются от первых тысяч до' первых миллионов т/км , плотности эмиграции (генерации) газа - от первых миллионов до первых миллиардов ш^/км2; удельные плотности эмиграции также, изменяются в диапазоне трех порядков: от первых десятков до первых десятков тысяч т/км^/м - для нефти и от-первых десятков тыс. до первых десятков млн. нм3/км2/м - для газа. Далее в разделе приводится характеристика карт плотностей эмиграции (и палеоэмиграции - • на конец' 3>1_ ) нефти и газа для всех НШГ в диапазоне -и карт удельной эмиграции для некоторых из них ( у.гтсЬ*

л ч 3- 2. 3.

и е^).

6. ДОМЕЗОЗОЙСКИЕ НАФТВДЫ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ 6.1. Вводные замечания

Промышленная нефтегазоносность платформы приурочена к южной её половине - Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклизам, Катангской

седловине, Ангаро-Ленской ступени. В пределах этого ареала (а. также на территории Нижне-Енисейского плакантиклпнория) еще на десятках площадей получены разномасштабные Притоки нефти и газа.Возраст нефтегазоносных горизонтов - венд-нижний кембрий; промышленные притоки УВ получены также из карбонатного рифея - под поверхностью несогласия "рифей-вевд" (Куюмбинское и Юрубченское месторождения Байкитской антеклизы). Все залежи имеют полифазный характер и состоят из трёх фаз (в различных их соотношениях): газовой - углеводородных и в.меньшей степени неуглеводородных газов, жидкой - нефти и/или конденсата и твердой - битумов-асфальтенитов - продуктов фазовой дифференциации УВ-флюидов, что определяется онтогенетическими особенностями домезозойского мегабассейна, его общей катагене-тической зрелостью, высокой степенью реализации его ОНГО. На общем фоне такоД полифазности состояние залежей и характер нафтидопрояв-лений в целом довольно строго зависят от катагенетической зональности: так, залежи, где существенную роль играет нефтяная фаза, заключены в толщах, где катагенез ОВ не выше градации Мк|. При градации выше МК3 эпибитумовдный фон в резервуарах, как правило, не более 0,01$ на породу. В пределах платформы издавна известны многочисленные нафтидопроявления в зоне гипергенеза, представляющие собой разрушенные залежи нефти и ореолы их разрушения, чаще в виде жильных битумов ('-'потери консервации"), а также проявления "первично-миграционных" битумов ("потери аккумуляции"). Нередко встречаются и термально-метаморфические их разности (нафтидо-нафтоиды)— • и в пластовали жильной.формах.

6.2. Сведения о геохимии нефтей, конденсатов и газов

В разделе дается краткая характеристика геохимии нефтей и газов рифея:-нижнего кембрия - по данным СНЖГГиМС, ВостСибНЖГГиМС и ВНИГРИ (индивидуальный состав. УВ - по данным ИГИРГИ). Нефти в основном легкие, малосмолистые, малосернистые, малопарафинистые; в их составе 60-88$ метановых УВ, 5-25$ - нафтеновых и 2-20$ - ароматических (различные группы метановнх, большей частью группа наф-(геново-метанфвых'нефтей). Принципиальных отличий кевду нефтями тер-рзгенного зенда и карбонатного кембрия не наблюдается - ни по физическим свой'ствам, ни по УВ-составу; правда, в целом нефти карбонатных резервуаров несколько более сернистые (особенно нефти усть-кутского," исключительно доломитового резервуара"), более смолистые

и обладают большим удельным весом. Физические свойства и состав нефтей и конденсатов V- б^в первую очередь определяется катагене-тической принадлежностью ОВ вмещающих отложений. Особенности индивидуального состава УВ в той или иной степени были предопределены также исходным биоценогичёским составом ОВ и его диагенетической трансформацией.

Газоносность всех комплексов региона по всем компонентам (исключая инертные газы) обеспечивается ее генетической связью с катагенезом ОВ.

6.3. "Нормальные" нафтиды вне зоны гипергенеза

Автором изучались также "нормальные" нафтиды вне зоны гипергенеза - как в залежах, так и за их пределами, полученные путем экстракции хлороформом непосредственно, из керна с последующей отгонкой растворителя и сушкой до постоянного веса, что примерно отвечает нефтям, лишенным фракций, выкипающих до 250°С. В нафтидах продуктивных горизонтов вендского терригенного комплекса среднее содержание УВ - 69,2$. Хорошо прослеживается связь содержания УВ с катагенетической зональностью отложений. Значения выше средних (более 70$) располагаются только за пределами "нефтяного окна" (в зоне градаций МКд-МК^); наименьшие значения тяготеют к наименьшим палеоглубинам. Среднее значение МНУВ в. данном комплексе - 53,9$. Четкой'закономерности ареального распределения МНУВ (в отличие от УВ) не наблюдается. Содержание УВ, а также ШУВ в карбонатных продуктивных горизонтах V - последовательно снижается стратиграфически (и. гипсометрически) снизу взерх при последовательном возрастании смол и асфальтенов; при этом осредненные значения параметров Преображенского горизонта отличаются от таковых нижележащего тер-» ригенного комплекса гораздо менее, нежели от параметров вышезале--гающего усть-кутского горизонта; нафтиды усть-кутского и осииско-го горизонта по средним значения/л параметров почти не отличимы.Содержание 2 V Ь 0 в нафтидах обнаруживает ощутимую обратную связь с содержанием в них асфальтенов, яснее выраженную в карбонатных горизонтах. Нарушение четкости этой связи (особенно в тер-ригенных горизонтах) обусловливается, вероятно, высадкой, твердых битуыов-асфальтенитов в процессе многостадийной миграции и форкзро-вания залежей. Характеризуемые нафтиды отличаются низким содержанием н-алканов. В терригенном комплексе диапазон к-алканов -5,9+16,5$, в среднем 12,2$; диапазон изопренанов - 1,8+6,2$, в

среднем 3,4$. Количество как одних, так и других упомянутых УВ не связано с палеоглубиной. Устойчивый максимум н-алканов, колеблющийся около 50$ от их суммы, падает на С^-^д. Средние значения н-алканов и изопреноидов в нафтидах Преображенского и устькутского горизонтов близки н таковым в нафтидах терригенного комплекса: 12,6$ и 2,8$; 12,8$ и 3,4$ соответственно. Максимум н-алканов также падает на С16-С20. В осинском горизонте содержание и н-алк&нов и изопренанов резко снижено по сравнению с нижезалегающими горизонтами:. н-алканы - 2,2+6,6$ (I - 5,3$); изопренаны - 0,7+3,1$ (X - 1,7$). Близость структурно-углеводородных характеристик нафтидов терригенного комплекса, Преображенского и устькутского горизонтов определяется прежде всего, вероятно, единством исходного материала ОВ -цианоальгофитогенным биоценозом и бактериально-цианоальгофитогенным танатоценозом. В нафтидах осинского горизонта источник УВ, несомненно, тот же, однако, нафтидаб^оЭ являются наиболее удаленными от материнского источника, в связи с чем н-алканы (несколько "отстающие" при миграции) и составляют в них наименьшую долю. В продуктивных горизонтах V - довольно высокий региональный фон эпибиту-моидов, представляющий собой либо остаточные нефтяные залежи ("потери консервации"), либо миграционный "отсев" ("потери аш./муля-ции"). В терригенных горизонтах венда региональный фон за пределами залежей колеблется от первых сотых до первых десятых долей процента, при этом содержание растворимых эпибитумоидов снижается с возрастанием катагенеза. В карбонатных продуктивных горизонтах эпибитумоидный региональный фон представляет очень пеструю картину и не обладает хотя бы относительной выдержанностью эпибитумоидного фона терригенных горизонтов; содержание эпибитумоидов в карбонатных горизонтах вне залежей изменяется от 0 до 0,1$.

6.4. Продукты гипергенного, термально-метаморфического, фильтрацнонно-вдграционного и фазово-дифференциаль-ного преобразования нефтей

Во всем многообразии твердых и вязких битумов можно выделить три основных генетических ряда (по формирующим факторам): I) гипер— генные производные нефти (и микронефти), где каждый класс характеризует степень гипергенеза - мальта + асфальт асфальтит -> окси-керит -* гуминокерит; 2) термально-метаморфические производные нефти (и микронефти) - керит ->■ антраксолит и 3) асфальтенитовый ряд, где формирующие факторы - фазовые превращения, процессы дифферен-

циации и фильтрации. По масштабам проявлений и распространенности первое место принадлездт гипергенному ряду (мальта - асфальт - асфальтит), второй, - вероятно, термально-метшлорфическог,¡у ряду;, однако битумы асфальтенитового ряда имеют не меньшее распространение. Стратиграфический диапазон проявлений продуктов гипергекеза нефтей рифей-триас. По площади платформы они развиты крайне неравномерно: наибольшая "густота" проявлений отличает положительные надпорядко-вые структуры; Анабарскую и Алданскую антеклизы и западное обрамление Тунгусской синэклизы - Нижне-Енисейсквй плакактиклинорий.В южной половине платформы нафтидопроявления в зоне гипергенеза весьма редки (хотя прекде всего здесь были получены притоки нефти и газа и открыты их залежи), что можно объяснить наличием мощной карбо-натно-сульфатно-соленосной экранирующей толщи . Расширение стратиграфического диапазона нафтидопроявлений и "омоложение." возраста вмещающих их толщ происходят в целом в северном и западном направлениях - не только в связи с увеличением возрастного диапазона самих осадков, но и благодаря особенностям геологической истории. В разделе приводится геолого-геохиыическая характеристика битумов всех трех генетических'групп, их стратиграфическое и географическое размещение, закономерности изменения состава. Масштаб проявлений и генетическое многообразие твердых и вязких битумов определяются следующими особенностями развития платформы: а) значительной амплитудой погружений кефтегазогенерирующих и нефтегазосодеркащих отложений; б) ранним (давним) -окончанием погруяений на обширных пространствах и большой аг-шлитудой подъема и размыва отложений (до 2 км, а на отдельных участках и до 4-5 км), что не только способствовало формированию нефтяных залежей на ранних этапах подъема, но и' выведению их в зону гипергенеза на поздних его этапах; в) широким развитием траппового -магматизма; г) развитием дизъюнктивной тектоники; д) много'стадийностью миграционных процессов.

6.5. К вопросу о сернистости нафтидов

Сернистые соединения нефти и нередко сопутствующий им сероводород, с одной стороны, являются источником.ценного сырья, с другой - представляют собой нежелательные примеси, осложняющие разведку и добычу УВ и создающие экологическую проблему. В любом случае прогноз сернистости углеводородного сырья всегда желателен. Давно и хорошо известно общее правило: наиболее сернистые нефти приурочены к карбонатным резервуарам. Большинство исследователей Считает,

что львиная доля оерц в нефтях осязана своим происхождением сульфатам вмещающих пород и вод; это общее положение принимается почти без разногласий. Однако, на каком этапе онтогенеза УВ и их скоплений осуществляется "главное" осернение нефтй, а также химизм этого процесса остается далеко не ясным и трактуется неоднозначно, так как взаимодействие УВ с сульфатами на глубинах вне бактериальной сульфатовосстанавливащей среды может происходить лишь при высоких температурах (более 300°С), нереальных для нефтяных лластов (Доб-рянский, 1961; Панкина, Мехтиева, 1981). Среди известных нефтяных залежей Сибирской платформы малосернистые нефти (£< 0,5$) размещаются в терригенных резервуарах венда, а более сернистые ("сернистые" в рамках общепринятой классификации, <р - 0,5+1,4$) - в карбонатных резервуарах венда - нижнего кембрия. 3 разделе производится попытка выявить пространственные закономерности серкистости всей гаг,мы нафтидов как в зоне гипергенеза, так и вне её, а также высказать некоторые соображения о природе процесса осернения нафтидов в их онтогенетической истории. Из проведенного анализа следует, что наиболее сернистые разности в любых отложениях так или иначе тяготеют к ареалу развития сульфатного-галогенно-карбонатного комплекса £ и терригенно-сульфатно-карбонатного комплекса V^-G-^, что подтверждает положение о сульфатах, как основном источнике осернения нефти. В карбонатных и терригенно-карбонатных формациях с умеренным содержанием сульфатов - в случае их относительного обогащения OB - почти всегда в тех или иных количествах присутствует свободная элементная сера (о чем говорилось ранее), представляющая собой диагенетическое наследие восстановления сульфатов органическим веществом и в то же время в него химически не внедренная. Наличие элементной серы в соответствующих породах и формациях довольно легко решает проблему внебактерйального осернения нафтидов при не очень высоких"температурах, вполне отвечающих реальным температурам и палеотемпературам нефтеносных недр (120-150°С).

7. РАЗДШШЙ ПРОГНОЗ НЕ5ТЕ- И ГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕ030Л-Д0ПАЛЕ030Л-СКИХ ОТЛОКЕНИЛ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ ПО ГЕОХК'ЛИЧЕСКИн ДЛШШ

7.1. Очаги нефтегазообразования и принципы раздельного геохимического прогнозирования; карты раздельного прогноза нефте- и газоноснооти

Геохимические методы прогноза предполагают картирование набора геохимических признаков (в сочетании с некоторыми геологически-

ш), определенное комплексированне которых и позволяет произвести районирование по степени перспективности на тот или иной УВ-флюид. Во всей совокупности критериев прогноза нефтегазоносности геохимическим критериям должна принадлежать "пальма первенства" (не по значимости - по очередности), ибо только методы геохимии могут определить принципиальную. возможность наличия (или отсутствия) самого прогнозируемого вещества в данном пространстве и его фазовое состояние. На основании всего комплекса исследований были составлены карты геохимического раздельного зонального прогноза нефте- и газоносности для следующих комплексов Сибирской платформы: вендского терригенного, веццско-нихнекембрийского терригенно-карбонатного, нижне-среднекеыбрийского, средне-верхнекембрийского и ордовикско-силурийского. Масштаб карт 1:2500000. Во-первых, картировались 0НГ0. выделявшиеся на основе нефтегазогенерационных карт при следующих ограничительных условиях: I) эмиграционная плотность до 20 тыс.т/км2 (до 20 млн.нм^/км2) за очаговую не принималась и 2) эмиграционная удельная плотность до I тис.тД;м2/м (до I шш.нм3/км2/м) при любой плотности также не считалась очаговой, что характерно для НШГ относительно большой мощности, но с пониженной концентрацией 0В. К хотя эмиграция УВ на породном уровне здесь осуществляется (что даёт основания для отнесения толщи к разряду НП£Г), эмиграционный "поток" рассеивается, не приводя к аккумуляции. При более высоких удельных плотностях очаги делились по величине плотностей на 5 категорий - от очень высокой продуктивности - более 1000 тыс.т/км" (1000 млн.нмЗ/км2) до низкой - 20-100 тыс.т/км2 (20-100 млн.км3/км2). В качестве дополнительной характеристики 0НГ0 использовались величины удельной эмиграционной плотности и удельной средней скорости реализации очага; на картах указывалось также геологическое время работы очага. Наносились также проекции пересечения верхней и нижней (если они имели место) границ ГЗГ с кровлей картируемого комплекса в пределах 0НГ0 на этапы максимального погружения, а данном случае - на конец и/или на конец Т^(Т2). Особыми знаками по-

казывались проекции границ 0НГ0 в подстилающих и перекрывающих комплексах; наносились залежи нефти и газа. На карте терригенного домотско-нижнемотского комплекса изображена суммарная линия регионального выклинивания песчаных горизонтов, а на карте средне-верх-немотского комплекса показаны оси крупных поднятий на конец и Тр Анализ всей совокупности признаков позволил сформулировать принципы раздельного зонального прогноза нефте- и газоносности для

бассейнов высокой степени реализации ОНГО: наибольшие перспективы нефтеносности должны быть связаны с зонами, ограниченными с одной стороны линиями регионального вытеснения флюидов (литологического и/или стратиграфического выклинивания резервуаров, приосевыми полосами крупных поднятий и т.п.), а с другой - проекцией пересечения верхней границы ГЗГ с кровлей комплекса; при этом перспективы тем выше, чем продуктивнее и обширнее здесь же или рядом расположенный ОНГО. Наибольшие перспективы на газ могут быть связаны как с этими ж^ зонами, так и соседними, ограниченными верхней и нижней границами'ГЗГ (в данном случае между палеостратоизобатами 3,0 и 4,5 км). На оценку перспектив влияет в какой-то мере и удельная плотность продуктивности ОНГО и скорость реализации; чем эти величины выше, тем возможность аккумуляции может реализоваться полнее. В случае наличия двух сменяющих друг друга этапов максимального погружения, несущественно отличающихся друг от друга по величине (но второй больше первого), представляет интерес в отношении нефтеносности и зона между двумя верхними границами ГЗГ на эти два этапа. За пределами нижней границы ГЗГ перспективы нефтеносности отсутствуют, перспективы на газ также снижены. На оценку перспектив конкретного комплекса оказывает влияние также расположение ОНГО в ниже- и вышележащем комплексах. Свои коррективы, естественно, вносит и положений зоны гипергенеза. В соответствии с вышеизложенными принципами и была произведена раздельная прогнозная оценка комплексов венда-палеозоя Сибирской платформы. Перспективы на нефть венда-кембрия в основном связаны с Непско-Ботуобинской и Байкитской антекли-зами и Катангской седловиной, в меньшей степени со склонами Алданской и Анабаро-Оленёкской антеклиз и южной частью Нижне-Енисейско-го плакантиклинория. В пределах Тунгусской синеклизы, к северу от р.Нижней Тунгуски перспективами на нефть в той или иной степени обладают лишь отложения верхнего кембрия, ордовика и силура, иногда верхней части &>±-2. °Дна:ко и в этих комплексах перспективы на нефть здесь могут быть снижены за счет влияния трапповых интрузий. В целом домезозойский мегабассейн Сибирской платформы был достаточно богат ОНГО высокой продуктивности. Однако последняя определяется в данном случае не только - а иногда и не столько - повышенной концентрацией ОВ и его качеством в НШГ, но и высокой, подчас исчерпывающей степенью реализации очага. Так, около 45$ суммарного объема НШГ зафиксировано за конечной (нижней) границей ГЗН -в пределах ГЗГ и на больших градациях; 16,5$ общего объема НШГ

находится на подстадии апокатагенеза (за нижним пределом ГЗГ); 40$ КСЛГ фиксируется в ГШ. Порядка 65$ от объема ИШГ мотско-домотско-го возраста (полностью реализовали свои нефтематеринские свойства, а примерно четверть их объема и газоматеринские. Поскольку нефть и газ суть образования стадийные, за ГФН следует ИГ, и газ является не только агентом мобилизации и миграции микронефти (на восходящей, конструктивной ветви иерархогенеза), но и разрушителем скоплений макронефти, собственно нефти (на нисходящей, деструктивной ветви иерархогенеза). Вследствие этого домеаозойский нефтегазоносный мегабассейн Сибирской платформы в целом подчиняется суровой онтогенетической "формуле", но сути своей хорошо выражающей наблюдаемую на Сибирской платформе ситуацию: "Когда дряхлеют родители, - стареют дети", т.е. при подавляющей реализации ОНГО залежи нефти и газа предстают уже в той или иной мере истощенными, разрушенными. В результате и общие перспективы мегабассейна для его масштабов не столь велики, достаточно скромны, особенно на нефть, хотя отдельные узкие зоны и обладают повышенными перспективами.

Несколько слов о перспективах нефте- и газоносности рифейских отложений. На основании характеристики рифейских формаций и "закономерной обогащенности" 0В некоторых из них можно смело утверждать, что рифейский комплекс обладает ОНГО достаточно высокой продуктивности. В то же время рифейские отложения могут обладать перспективами на УВ-флюиды за счет собственных ресурсов лииь там, гдё очаги не достигли полной реализации и залежи могли сохраниться. "Собственные" перспективы рифея на нефть могут быть связаны лишь с узкими полосами на склонах Анабарской и Алданской антеклиз (Алдано-Май-ский прогиб) - между зоной гипергенеза и проекцией верхней границы ГЗГ, а также с Катангской седловиной; собственные перспективы рифея на газ несколько шире. Геохимические признаки прогноза, естественно, должны корректироваться геологическими - прежде всего, дифференциацией. рифейского разреза на резервуары и экраны. Основные же перспективы рифея, на наш взгляд, все-таки вторичны и генетически связаны с вышележащими отложениями, в связи с чем и прогнозная оценка этого комплекса определяется таковой вышезалегающего вендского.

7.2. Некоторые вопросы формирования и сохранности зон нефтегазонакопления и залежей нефти и газа

В разделе рассматриваются вопросы формирования и сохранности ЗИН и залежей нефти и газа в геоисгорическом аспекте в соответсг-

вии с этапностью и стадийностью развития докезозойского мегабассей-на платформы, созреванием ОНГО, формированием структур, эпохами регмагенеза и т.п. Расшифровать историю ЗНЩ. и отдельных залежей помогают "вещественные геохимические улики" этих процессов; в числе главных из них можно считать твердые нерастворимые битумы асфа-льтенитового ряда, почти повсеместно развитые как в терригенных, так и карбонатных резервуарах венда-кембрия юга платформы. Обогащение водородом и снижение степени цикличности твердых битумов почти не зависит от катагенеза ОВ вмещающих отложений и происходит в целом в направлении развития основного миграционного потока.-Вероятно, состав нерастворимых асфальтенитов определяется "степенью древности" и полистадийности 3HIH и залежей и может в какой-то степени служить мерилом их сравнительного возраста: чем ниже содержание водорода в асфальтените, тем древнее, "дряхлее" залежь - как по времени своего существования, так и по "количеству событий",которые она пережила. Начало формирования ЗНГН, естественно, связано с созреванием ОНГО, пространственно с ними совпадающих, либо расположенных по соседству. Самым древним ОНГО в чехле Сибирской платформы с начала гомогенного этапа его развития является вендский Прибайкальский, начало действия которого определяется концом-мотского - началом усольского времени Вслед за началом "работы" ОНГО в его пределах и по соседству с ним началось формирование крупной ЗНШ, приуроченной к палеоподнятию, исторически разделявшему Прибайкальский прогиб и Саяно-Енисейскую синеклизу (к территории современной :Ангаро-Ленской ступени). Миграционный УВ - фронт был направлен' с востока - юго-востока на запад - северо-запад. Самыми древними из известных залежей юга платформы являлись таковые Атовско-Шамановс-кого месторождения (причем, первоначально нефтяные). Формирование газоконденсатных залежей в названных структурах, сопровождавшееся частичным "оттеснением".нефти в с.-з. направлении, произошло, вероятно, на этапе максимального погружения, т.е. в позднем силуре-раннем девоне, чему предшествовало погружение Прибайкальского вендского ОНГО на глубины ГЗГ. Крупнейшая в терригенном комплексе вен- . да, а такте в вшезалегающпх существенно карбонатных комплексах Vz~ & ЗНГН связана с южным и юго-восточным склоном Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА). (Здесь о.сновная доля открытой на сегодня промышленной нефтегазоносностл). Наиболее "палеотипный", "изношенный" облик среди залежей терригенного комплекса данной зоны имеют газо-конденсатные и газовые залежи, расположенные юго-восточнее вышеупо-

минаемой "ограничительной линии"; среди нефтяных скоплений зоны наиболее древним обликом обладают литологические залежи юга НБА, наиболее молодым - самые северные антиклинальные залежи. Начало формирования ЗШН - сначала как зоны преимущественного нэфтенакоп-ления - связано с созреванием ОНГО соседнего (и заходившего на территорию современной НБА) Байкало-Вилюйского прогиба. Активное неф-теобразование в очаге терригенного комплекса цротекало в интервале б^&Ы^-Од. В направлении "прогиб - антеклиза" происходило "омоложение" нефтегенерационного "старта" ОНГО и в миграционный поток постепенно включались всё новые порции УВ. Поскольку вся зона в целом на этапе нефтенакопления представляла собой моноклиналь, постепенное заполнение её нефтью (всех резервуаров терригенного комплекса) осуществлялось лишь в соответствии с коллекторскими свойствами этих резервуаров, характерными для той эпохи. Судя по распространению твердых битумов-асфальтенитов и вторичной "растворимой битуминозности" песчаных резервуаров, нефтенасыщение в той или иной степени охватывало практически всю зону с максимумом непосредственно в зоне выклинивания каждого резервуара. Таким образом сформировались синхронные с зоной в целом, сначала нефтяные затежи Ярактинская, Аянская, Дулисьминская, Даниловская - терригенная и •Марковская - терригенная. В середине ордовика нефтеобразование в очаге прогиба сменилось газообразованием, сопровождавшимся также интенсивной генерацией легких жидких УВ. Нижняя краевая (самая юго-восточная) полоса зоны, естественно, первой встретила газоконден-сатный поток и здесь началось интенсивное выпадение асфальтенитов и формирование газоконденсатных залежей - как за счет нефти, так и за счет вновь пришедших УЗ. На этом последующем "газоконденсат-. . ном" этапе формирования зоны па склоне НБА уже должны были существовать структурные ловушки, в которых-и происходило перераспределение и дифференциация УВ и которые первыми принимали "газоконденсат-ный" фронт и "тормозили" его распространение вверх по восстанию склона НБА. Эти "нижние" ловушки (Таранско-Талаканская, Нпжне-Хама-кинская, Хотого-;,1урбаЁскак, Иктехская, Верхне-Вилючанская, Вилюйс-ко-Джербинская) должны были возникнуть еще на фоне общего погружения территории, - вероятно, в конце ордовика - в силуре, скорее' всего еще до активного поступления в них газоконденсатного флюида, т.е. сначала в них началось "оформление" нефтяных залежей, так или иначе подчинявшихся структурному контролю. Образование Чонско-Тым-пучиканской антиклинальной "зоны", а также "северных антиклиналей"

- Средне-Ботуобинской, Тас-Юряхской, Нэлбинской,-Маччобпнской. Иреяяхской (т.е. более северо-западной полосы антиклинальных ловушек, примыкающих или приближенных к линиям выклинивания терриген-. ных резервуаров) и. соответствующих им нефтяных скоплений в резервуарах терригенного комплекса, осуществлялось либо вослед возникновению ранее упомянутых "нижних" ловушек, либо одновременно с последними. Формирование залежей УВ в антиклинальных структурах ЮВ склона НЕА в их виде, близком к современному (т.е. полифлюидном, полифазовом), происходило уже, вероятно, на этапе общей инверсии, т.е. в конце среднего - позднем палеозое. Можно говорить о наличии признаков дифференциального улавливания с вытеснением части нефти газом в более высоко расположенные ловушки. Возникновение новообразованного Чонско-Пеледуйского свода и инверсия прогиба привели к тому, что часть "нижних", "барьерных" газоулавливающих ловушек (и залежей в них) оказалась гипсометрически выше по сравнению с "верхними", существенно нефтесодержащими ловушками. Все газовые и газо-конденсатные залежи терригенных резервуаров вецда южного и юго-восточного склона НБА являются "вторичными", т.е. были первоначально нефтяными, вероятно, за исключением залежей в базальном вилючанс-ком горизонте Х/^. Верхне-Вилючанского и Вилюйско-Джербинского месторождений. Созревание очагов в терригенно-карбонатном комплексе N/5, - € £ (средней и верхней подсвитах мотской свиты и аналогах) непосредственно наследовало таковое в нижележащем терригенном комплексе. Известные промышленные залежи УВ в этом комплексе, как правило, пространственно тяготеют к таковым в терригенном комплексе, хотя" первых пока известно меньше, чем последних, - вероятно, в силу более "прихотливых" свойств резервуаров. В то же время генетически эти залежи могут иметь и "самостоятельный" характер (в смысле количественного нефтегазосбора), а "сонахождение" тех и других залежей в пространстве обусловлено общностью тектонических параметров ЭДШ в каждом комплексе. Однако скорее всего залежа обоих комплексов (суммарно) имеют общее, "совместное" происхождение, ибо те и другие характеризуются чертами полистадийности формирования. Залежи терригенно-карбонатного комплекса - целом, естественно,

моложе таковых терригенного комплекса Х/4.-.2. ~ и по времени первичного нефтегазосбора из Н1МГ, и по времени перетоков из нижезалегаю-щих резервуаров. В вышележащем нижне-средне-кембрийском (усольско-литвинцевском) ссленосно-карбонатном комплексе ОНГО на юге Сибирской платформы отсутствуют. В связи с этим залежи комплекса - преж-

де. всего в осинском горизонте, а также промышленные и полупромышленные притоки из вышезалегающих резервуаров комплекса - балыхтинс-кого, христофоровского и др. - имеют явно вторичный, аляохтонный по отношению к вмещающему комплексу характер. Далее в разделе рассматривается история залежей гетерогенного этапа развития ыегабассейна Сибирской платформы (в'том числе залежей.Катангской седловины - Со-бинской, Ванаварской и др.).

8. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ СРАВНИТЕЛЬНОГО ФОРь'ЩЮННО-ДИЮШЧЕС-КОГО АНАЛИЗА ЫЁГАБАССЕлНА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОКлЫ И Ш'ШО-ПЕЧЮРСКОГО БАССЕкЕА В СВЕТЕ ОЦЕНКИ ПР01Н03А НЕФТЕГАЗО-НОСНОСТИ

Заканчивая рассмотрение эволюции нефтегазообразования и нефте-газонакопления в домезозойскоы мегабассейне Сибирской платформы, небезынтересно остановиться на сопоставлении некоторых главных черт его развития с таковыми Тимано-Печорского бассейна Русской платформы, нефтегеологически более изученного более разведанного. Тпыано-Печорский бассейн (ТПБ) в своем развитии подчиняется той же цкклич-ности, что и мегабассейн Сибирской платформы при абсолютной синхронности циклов обоих регионов. Наряду с цикличностью (периодичностью) наблюдается и хорошо выраженная направленность развития не только в хаздом бассейне, но и от одного к другому. Развитие ТПБ, зафиксированное в осадочных формациях, происходило в течение 2-х и 1/4 циклов 1-го порядка (ила'"галактических лет"), т.е. в 9 циклов 3-го порядка (480-75= 405 млн.лет) или "гатактических сезонов". "Главный цикл" в ТПБ - от начала среднего девона до конца раннего триаса (390-210=180 млк.лет), т.е. наследует таковой Сибирской платформы, а ТПБ отстает в своем развитии от Восточно-Сибирского ровно на один "галактический год". Предшествует обоим "главным циклам" в обоих бассейнах выраженный в осадках полуцикл, или цикл 2-го порядка (90 млн.лет), представленный на Сибирской платформе вендо!,:, а в ТПБ - ордовиком, силуром и ранним.девоном. В характере строения "главных циклов" обоих бассейнов немало общего ', в частности, абсолютно аналогичные "места" в циклах разных порядков згнн-ыаэт формации, обогащенные ОВ (НШГ). Постумный цикл Сибирской платформы по возрасту соответствует главному циклу ТПБ, но уже с признаками "вырождения": седиментация в основном лагунно-континоп-тальная, морские формации редки, ареалы седиментации сокращаются.. В саглой "антиподальности" этих циклов заложено глубокое единство.

"Главная седиментация" в ТПБ - это ~])2 - С .на Сибирской платформе - конец - лгЛ ■ "Главная седиментация" в обоих случаях содержит значительную долю осадков и как бы "задает тон" всему бассейну; она же - и главный генетический источник УВ. Неф-тегазоносность обоих бассейнов связана с "главными циклами" и с базальными полуциклами. Наряду с вышеотмеченным сходством, при сравнении обоих бассейнов выявляется и существенное различие (очевидно, детерминируемое возрастом), заключающееся прежде всего в степени пространственно-временной дифференциации бассейнов в эпохи их "главных седиментации". В свою эпоху "главной седиментации" Ти-мано-Печорский бассейн отличался высокой степенью дифференциации, вероятно, обусловленной близостью Уральской геосинклинали. Заложи-лись и сформировались авлакогены. Высокая степень дифференциации сначала дала толчок накоплению песчаных горизонтов ~]) 2. • а затем выделила в бассейне рифогенные и иловые зоны ~£>3 , что в свою очередь и создало весьма благоприятные предпосылки для нефтегазо-носности. Мегабассейн Сибирской платформы, конечно же, не обладал столь высокой степенью дифференциации в свою эпоху глазной седиментации* что .и позволило автору в своё время высказать и развивать идею гомогенеза платформы, во всяком случае на период V ~ • Краткое же сравнение развития двух бассейнов древних платформ, -бассейнов, по существу, наследующих друг друга, с позиций прогноза нефтегазоносности в целом свидетельствует не в пользу мегабассейна Сибирской платформы.'

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Диссертация представляет собой исследование и обобщение, способствующее дальнейшему решению крупной научной задачи - созданию методологических основ и методических приемов раздельного разно-уровенного прогнозирования нефте- и газоносности на'базе органической геохимии. Сочетание онтологического (иерархического) и онтогенетического (эволюционного) подходов к решению прогнозных и других нефгегеологическях и геохимических задач может разрабатываться как самостоятельное научное направление в аспекте методологии.

Использование указанной методологии для исследования конкретного регионального объекта позволило прийти к следующим основным выводам: -

I. Процессы нефтегазообразования - от зарождения УВ-молекул

до формирования залежей, ЗШН и НТВ происходят в соответствии с иерархией уровней организации вещества в геологическом .пространстве.

2. Объекты формационного уровня - нефтегазоматеринские горизонты (НШГ); дивергентные им объекты того же уровня - нефтегазо-содержащие горизонты (Н1СГ), Д ^frlcto ~ залежи нефти и газа.

3. Суммарный нефтёгазогенерационный потенциал любого ОНГО или НТВ следует оценивать fee по валу ОВ в нем, а.только по количеству и качеству ОВ в НШГ.

4. Проблема генезиса нефти и газа (g.fdto ) в конечном итоге - проблема повышения уровней организации вещества. В нефтегазообра-зовании - так же как в минерагении рудных ископаемых - онтогенез объектов любого уровня сопровождается иерархогенезом и, собственно, осуществляется в иерархогенезе.

5. В развитии осадочного чехла Сибирской платформы - наряду с направленностью четко прослеживается стадийно-циклический характер; НШГ закономерно связаны с трансгрессивными фазами циклов 3-5 порядка, НГСГ - с началом фаз трансгрессии и фазой инундации; "главный цикл" (I порядка) для Сибирской платфорлы конец у^ - , ■ "Главная седиментация" - конец - 6 ^ ггъ^- .

6. На сегодня в НШГ венда-силура Сибирской платформы содержится 11,9 трлн.т ОВ (СщР, биоценотическую основу которого составляют планктонные цианеи и акритархи, иногда с примесью альгобентоса и зооформ; с учетом катагенетического расхода суммарное количество С^'в НШГ возрастает до 19,5 трлн.т, а с учетом и анаэробнодиаге-нетического потребления - до 25,6 трлн.т.

7. Сегодня Сибирская платформа - регион холодный (средние геотермические градиенты 0,7-2,5°С/Ю0 м), однако, высокая степень преобразования ОВ на соответствующих глубинах свидетельствует о довольно высокой прогретости недр в прошлом. Шкала катагенеза ОВ палеозоя-допалеозоя имеет "сокращенный" ("субдонецкий") характер; вычисленные палеоградиенты составляют порядка 5°С/Ю0 м.

8. В развитии домезозойского мегабассейна Сибирской платформы выделяются три этапа: авлакогенный ("R ), гомогенный (V - на востоке v - ) и гетерогенный (С2 - ныне). В зонах инверсированных рифейских авлакогенов на границе рифей-венд фиксируется катагене-тическое несогласие, от объема и конкретного значения которого зависит оценка нефтегазоносности рифея в этих зонах.

9. Во второй половине ыезокатагенеза выявлено "незакономерное" обогащение нерастворимого ОВ кислородом (и водородом), чтб'овязано

с "внедрением" воды - в природе и/или в аналитическом процессе. Эта вода, в частности, выявляется в природных (гидрослюды) и аналитически получаемых (некоторые водные карбонаты, сульфаты, "фтора-ты") минералах, составляющих определенную часть зольности НОВ.

10. Катагенетйческие изменения параметров синбитумоидов показывают импульсивность, стадийность процессов битумоидогенерации и эмиграции. За пределами градации МК2 в случае доманикоидных и суб-доманикоидных концентраций ОВ генерация безраздельно сменяется эмиграцией; у сверхрассеянных форм ОВ эмиграции битумоидов практически не наблюдается, что подтверждает их непричастность к ШЛ£Г.

11. Проведенное на основе анализа катагенетических изменений ОВ расчетное моделирование подтвердило импульсивность и стадийность процессов нефте- и газообразования, позволило уточнить границы проявления 1ФН (положения ГШ) и ГЁГ (положение ГЗГ) для палеозоя-до— палеозоя Сибирской платформы.

12. Выполненные подсчеты региональных масштабов эмиграции УВ показывают следующие цифры: суммарная эмиграция из НГМГ составила 4,75 трлн.т нефти и 2248 трлн.нм3 - газа.

13. Все известные залежи УВ-флюидов палеозоя-допалеозоя Сибирской платформы имеют полифазный характер, отражающий полистадийность генерации и миграции УВ, а также высокую степень зрелости ОНГО. Состав и свойства нефгей и конденсатов - начиная от плотности и кончая индивидуальным составом УВ - в целом хорошо согласуются с катагенетической зональностью вмещающих отложений.

14. На Сибирской платформе широко представлены нафтиды зоны гяпергенеза, что является следствием инверсии региона в целом; наибольшая "густота" проявлений связана с положительными надпорядко-выми структурами. В пределах Тунгусской синеклизы часты разномасштабные (вплоть до пластовых) проявления-битумов термально-метаморфического ряда.

15. В резервуарах венда-кембрия - как в залежах УВ, так и за их пределами - широко развиты твердые битумы асфальтенитового ряда - продукты фазовой дифференциации нефтей. Их состав проявляет крайне слабую связь с катагенезом и в то же время подчиняется суббайкальской зональности, отвечающей последовательности созревания ОНГО в этом регионе, а стало быть, и последовательности миграции УВ и формирования ЗНГН и залежей в них.

. 16. Наибольшими перспективами на нефть обладают зоны, располагающиеся между линией регионального вытеснения флюидов и проекцией

пересечения нижней границы ГШ с кровлей комплекса. Геоисторически ниже данной границы перспективы на нефть малы, а ниже нижней границы ГЗГ они отсутствуют вовсе. На степень перспективности, естественно, влияет и продуктивность очага - в пределах ЗН1Н или по соседству с ним, а также наличие очага в подстилающем и/или перекрывающем комплексе. При высокой степени реализации ОНГО высокими перспективами на газ обладают зоны вплоть до нижней границы ГЗГ, ниже которой перспективы на газ не велики. Верхним "ограничительным барьером" перспектив нефте- и особенно газоносности является положение зоны гипергенеза.-В соответствии с изложенными принципами определялась категорийность перспективных земель на прогнозных картах (с учетом некоторых геологических характеристик).

17. Домезозойский мегабассейн в целом обладает достаточно умеренными, средними перспективами, особенно это касается нефтеносности, что прежде всего определяется степенью сохранности ЗНИ и залежей УЗ как "сверху" (гипергенез), так и "снизу"; последнее детерминируется высокой степенью реализации ОНГО.

В работе защищаются следующие положения:

1. Иерархический принцип онтогении ОВ и его производных: процессы нефтегазообразования -от зарождения УВ-молекул до формирования ЗИГН и НТВ - происходят в соответствии с иерархией уровней организации вещества и осуществляются посредством повышения этих уровней; онтогенез объектов любого уровня - от ОВ до НГБ - сопровождается иерархогенезом и проявляется в иерархогенезе, повторяя на каждом уровне аналогичную дивергенцию.

2. Стадийно-циклический и направленный характер формирования осадочного чехла Сибирской платформы; закономерное положение Н1МГ и НГСГ на "кривой седиментации", позволяющее осуществлять их прогноз.

3. Полиэтапность развития домеэозойского мегабассейна Сибирской платформы с выделением трех этапов: авлакогенного (Т?. ), гомогенного (V - Ст-) и гетерогенного ^-ныне), каждому из которых присущи свои особенности онтогенеза нафтидов; зависимость прогноза нефте- и газоносности структур авлакогенного этапа от наличия, объема и конкретного значения катагенетических несогласий на границе рифей/вевд.

4. Твердые нерастворимые битумы асфальтенитового ряда резервуаров венда-кембрия - показатель характера формирования залежей

УВ и ЗНШ, их сравнительного возраста и степени сохранности.

5. Принципы раздельного геохимического прогнозирования нефте-и газоносности, сформулированные на основании всей, совокупности приведенных в работе данных и заключающиеся в зависимости размещения земель той или иной степени перспективности на тот или иной УВ-флюид от положения: а) "ограничительных линий" (проекций пересечения верхней и нижней границ ГЗГ с кровлей оцениваемого комплекса л линий регионального вытеснения фзпоидов); б) ОНГО той или иной продуктивности и удельной продуктивности - как в оцениваемом комплексе, так и в подстилающем и перекрывающем; в) зоны гипергенеза.

6. Умеренность, "средняя степень" перспектив нефте- и газоносности (особенно нефтеносности) домеэозойского мегабассейна Сибирской платформы в целом (несмотря на ОНГО высокой продуктивности в каждом комплексе), детерминируемая характером сохранности залежей УВ и ЗНШ - как "сверху" (гипергенез), так и "снизу" (высокий катагенез ОВ и соответствующая степень реалйзации ОНГО); в результате подчинение мегабассейна суровой онтогенетической формуле: "Когда дряхлеют родители, стареют дети".

СПИСОК ОСНОВНЫХ РАБОТ ПО ТИЛЕ ДИССЕРТАЦИИ

I. Геотектоническая природа Приенисейской части Сибирской платформы. - "Вестн.МГУ", сер.геол., 1965, № 3, с.24-31 (соавтор В.И.Высоцкий).

2'. О битумо.проявлениях в карбонатных конкрециях граптолитовых сланцев реки Курейки.' - ДАН СССР, 1966, т. 167, № 2, с.420-422 (соавторы С.А.Кащенко, В.Г.Матухина).

3. Битумопроявления в туфолавовой толще Тунгусской синеклизы. - В кн.: "Вопросы литологии и геохимии Сибири". Новосибирск, 1967, с.187-192 (соавторы В.М.Евтушенко, С.А.Кащенко, А.В.Хоменко).

4. Закономерности распределения нефтепроявлений на Сухотун-гусской площади (Туруханский район). - В кн.: "Материалы по геологии и нефтегазоносности Восточной Сибири". Новосибирск, 1967,

с.77-78 (соавтор С.А.Кащенко).

5. Геохимические критерии нефтегазоносности западной части Сибирской платформы. - В кн.: "Геологическое строение и нефтегазо-носность Восточной части Сибирской платформы и прилегающих районов". М.: Недра, -1968, с.374-379 (соавторы Л.Г.Маркова, С.А.Кащенко).

6. Основные черты геохимии органического вещества в граптоли-товых сланцах Норильского района. - "Геология и геофизика", 1969, № 3, с.67-75 (соавторы Д.Г.Маркова, В.Г.Матухина).

7. Основы геологии в нефтегазоносность запада Сибирской платформы. Монография. Л., 1969, 272 с. (соавторы И.Н.Сулимов, В.И.Буд-ников, Н.В.Мельников, В.М.Лебедев, В.Е.Савицкий, В.С.Старосельцев

и др.).

8. Масштабы нефтегазообразования в палеозойских и мезозойских отложениях Сибирской платформы. - В кн.: "Материалы по геохимии нефтегазоносных бассейнов Сибири". Новосибирск, 1970, с.83-128 (соавторы Д.И.Дробот, А.Н.Золотов, С.А.Кащенко, А.Э.Конторович и др.).

9. Главные критерии перспектив нефтегазоносности запада Сибирской платформы. - В кн.: "Проблемы нефтеносности Сибири". Новосибирск, 1971, с.186-212 (соавторы В.И.Вожов, Ф.Г.Гурари, С.А.Кащенко, А.Э.Конторович и др.).

10. Основные этапы миграции нефти в Тунгусском нефтегазоносном бассейне. - В кн.: "Геология нефтегазоносных районов Сибири". Новосибирск, 1971. с.130-136 (соавтор С.А.Кащенко).

11. Катагенные изменения рассеянного органического вещества и нефтегазообразование в кембрийских осадочных толщах. - В кн.: "Геохимия нефтегазоносных толщ кембрия Сибирской платформы". Новосибирск, 1972, с.19-42 (соавторы Д.И.Дробот, В.М.Евтушенко, С.А.Кащенко и др.).

. 12. Нафтиды и перспективы нефтегазоносности кембрия Сибирской платформы. - В кн.: "Геохимия нефтегазоносных толщ кембрия Сибирской платформы". Новосибирск, 1972, с.78-109 (соавторы Д.И.Дробот, С.А»Кащенно, А.Э.Конторович и др.).

13. Рассеянное органическое вещество в отложениях: кембрия Сибирской платформы. - В кн~.: "Геохимия нефтегазоносных толщ кембрия Сибирской платформы". Новосибирск, 1972, с,4^19 (соавторы Д.И.Дробот, В.М.Евтушенко, С.А.Кащенко и др.).

14. Геохимическая характеристика нижнекембрийских и докеыбрий-ских отложений Тайгинской параметрической скважины (р.Подкаменная Тунгуска). - В кн.: "Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сибирской платформы". Новосибирск, 1973, с.100-102 (соавтор Н.И, Левина).

15. Некоторые черты геохимия верхнепалеозойских угленосных отложений Тунгусской синеклизы в связи с проблемой нефтегазообразования. - В кн.: "Новые данные по геологии и нефгегазоноснфти'Си-

бирской платформы". Новосибирск, 1973, с.85-90 (соавторы Ю.С.Глу-хов, С.А.Кащенко, Н.В.Мельников).

16. Некоторые черты геохимии органического вещества в рифей-ских отложениях Приенисейской части Сибирской платформы. - 3 кн.: "Рифейские отложения Сибирской платформы и прилегающих складчатых сооружений". Новосибирск: Наука, 1973, 208 с.

17. О катагенном преобразовании рассеянного органического вещества палеозойских и верхнедокембрийских отложений Сибирской платформы. - В ,кн.: "Накопление и преобразование органического вещества современных и ископаемых осадков. М.: Наука, 1978, с.109-115 (соавторы Л.С.Беляева, Д.А.Биккенина, К.К.Макаров и др.).

18. Постдиагенетическая история рассеянного органического вещества осадочных пород Тунгусской синеклизы (в связи с изучением её нефтегазоносности). - В кн.: "Рассеянное органическое вещество на разных этапах литогенеза осадков и процессы нефтегазообразова-ния". Л., 1978, с.151-162.

19. Влияние физико-геологических факторов на катагенез рассеянного органического вещества в разных геотектонических областях. - "Изв.АН СССР". Сер.геол., 1979, № 7, с.126-139 (соавторы Г.М. Парпарова, С.Г.Неручев, А.В.Жукова и др.).

20. Закономерности распространения вязких и твердых битумов в палеозойских и верхнепротерозойских отложениях Сибирской платформы. - В кн.: "Закономерности формирования и размещения скоплений твердых битумов".'Л., 1979, с.48-58 (соавторы Ю.И.Ипатов, К.К. Макаров, Ю.М.Шуменкова).

21. О нефтегазоматеринском потенциале палеозойских и допалео-зойских отложений Сибирской платформы. - В кн.: "Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики". М.: Наука, 1979, с.134-142 (соавторы Л.С.Беляева, Д.А.Биккенина, К.К.Макаров и др.).

22. Органическое вещество в позднем докембрии и.раннем кембрии Сибирской платформы. - В кн.: "Палеонтология докембрия и раннего кембрия". Л.,: Наука, 1979, с.210-217 (соавторы С.Г.Неручев, Ю.И.Ипатов, К.К.Макаров и др.).

23. Анализ палеотектонических движений Сибирской платформы

в связи с оценкой генерации и аккумуляции углеводородов и консервации их залежей в домезозойских отложениях. - В кн.: "Тектоника Сибири". Новосибирск; Наука, 1980, с.55-63 (соавторы Ю.И.Ипатов, К.К.Макаров; Ю.М.Шуменкова).

24. Геология и нефтегазонооность осадочных бассейнов Восточной Сибири. Монография. Д.: Недра, 1980. 131 с. (соавторы В.В.Забалуев, Э.Л.Базанов, В.Д.Козырев, М.Л.Кокоулин, Г.Д.Кулик, Е.С.Кутейников, К.К.Макаров, Ю.А.Притула, Б.М.Фролов и др.).

25. К вопросу о сохранности залежей нефти и. газа на Сибирской платформе. - В кн.: "Научные аспекты выбора оптимальных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ в Восточной.Сибири". М., 1980, с.32-35.

26. Катагенез и нефтегазонооность. Монография. Л.: Недра,1981. 240 с. (соавторы С.Г.Неручев, Г.М.Парпарова, A.B.Жукова, П.А.Труш-ков, Б.Л.Лебедев, Г.В.Лебедева и др.).

27. Катагенетические изменения синбитумоидов палеозоя и до-палеозоя Сибирской платформы. - В кн.: "Общие закономерности лито-генетических преобразований органического вещества". Л., 1931,

с.86-97 (соавторы Л.С.Беляева, Ю.И.Ипатов, И.Л.Соловьева и" др.).

28. Органическая геохимия палеозоя и допалеозоя Сибирской платформы и прогноз нефтегазоносности. Монография. Л.: Недра, 1981. 201 с. (соавторы Л.С.Беляева, С.Н.Белецкая, Д.А.Биккенина, Ю.И.Ипатов, К.К.Макаров, С.Г.Неручев, Е.А.Рогозина, Ю.М.Шуменкова и др.).

29. Рассеянное органическое вещество верхнедокембрийских отложений древних платформ и его. преобразование в процессе литогенеза (на примере Сибирской платформы). - В кн.: "Органическая.геохимия нефтей, газов и органического вещества докембрия". М.: Наука,

1981, с.253-260 (соавторы Л.С.Беляева, Д.А.Биккенина, К.К.Макаров и др.).

30. Биоценозы палеозоя и позднего докембрия Сибирской платформы и нефтематеринский потенциал. - В кн.: "Методы оценки- нефте- и газоматеринского потенциала седиментов'-'. м.: Наука, 1932, с.142--147 (Л.С.Беляева, Д.А.Биккенина, Ю.И.Ипатов, Ю.М.Шуменкова).

31. Геохимические аспекты формировании и сохранности залежей нефти и газа в палеозое и верхнем протерозое Сибирской платформы. - В кн.: "Проблемы геологии нефти и газа Сибирской-платформы". Л.,

1982, с.78-91 (соавторы Л.С.Беляева, Ю.М.Шуменкова).

32. К геохимии органического вещества доманакоидных и субдо-маникоидных отложений Сибирской платформы. - В кн.: "Седикахиты-на разных этапах литогенеза". М.: Наука, 1982, с.108-111 (соавторы Л.С.Беляева. Д.А.Биккенина, К.К.Макаров, Ю.М.Шуменкова).

33. Нефтематеринский потенциал карбонатных пород. - В кн.: Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов".М.: Наука, 1982, с.102-107.

34. Этапы развития мегабассейна Сибирской платформы и онтогенетическая эволюция нафтидов. - В кн.: "Успехи в развитии осадоч-но-миграционной теории нефтегазообразования". М.: Наука, 1983,

с.132-137 (соавторы Ю.И.Ипатов, Ю.М.Шуменкова).

35. Катагенетические несогласия и их роль в оценке прогноза нефтегазоносности. - В.кн.: Пути эволюции органического вещества в земной коре". Д., 1984, -с.97-104 (соавторы Л.С.Беляева, Д.А.Бикке-нина, Ю.М.Шуменкова).

36. Об уровнях'организации вещества при процессах нефтегазообразования. - В кн.: "Эволюция нефтегазообразования в истории Земли". Тез.докл. М., 1984, с.59.

37. Литологомфациальнне и геохимические закономерности осадко-накопления в Среднесибирском бассейне (ыойероканское время). - В кн.: "Стратиграфия позднего докембрия и раннего палеозоя Сибирской платформы". Л., 1985, с.23-30 (соавторы Н.Н.Предтеченский, Вл.Н. Зинченко, А.Я.Бергер, Г.Д.Кулик).

38. Эволюция накопления органического вещества в осадочном чехле Сибирской платформы. - В кн.: "Органическое вещество современных и ископаемых осадков". М.: Наука, 1985, с.96-101.

39. Биоценотические аспекты нефтеобразованля в палеозое и верхнем протерозое (на примере Сибирской платформы). - В кн.: "Эволюция нефтегазообразования в истории Земли". М.: Наука, 1986, 0.32-38.

40. Геохимические критерии формирования зон нефтегазонакошге-ния в палеозое и допалеозое Сибирской платформы. - В кн.:- "Зоны нефтегазокакопления - главные объекты поисков". Л., 1986, с.97-103.

41. Иерархический принцип онтогении углеводородов и их скоп-' лений. - В кн.: "Системный подход в геологии". Тез.докл. М., 1986, с.382-383.

42. Органическое вещество нефтегазоматеринских формаций кембрия и верхнего докембрия востока Сибирской платформы. - В кн.: "Геология и геохимия нефтегазоносных и угленосных районов Якутги". Якутск, 1987', с.86-93 (ооавторы Т.В.Лобзакова, А.Б.Бочковская, А.Н.Изосииова и др.).

43. Генерация углеводородов на больших глубинах в чехле древних платформ и прогноз нефтегазоносности (на примере Сибирской платфорыйХ - В кн.: "Условия нефтегазообразования на больших глубинах lk. М.: Наука, 1988, с.98-103 (соавтор Л.С.Беляева).

44. Концентрация и рассеяние биогенного углерода при взаимодействии оболочек Земли. - В кн.: "Оболочки Земли и их взаимодействие". Тезисы докл. Л.: 1988, с.94-110.

45. Некоторые геохимические аспекты зонального прогноза нефтегазоносности Сибирской платформы. - В кн.: "Прогноз зон нефтегазо-накошхения и локальных объектов на Сибирской платформе". Л.: 1988, с.138-143 (соавторы Л.А.Гембицкая, Ю.М.Шуменкова).

46. Формационно-цикличесхиЙ анализ отложений венда-палеозоя Сибирской платформы и нефтегазоносность. - В кн.: "Формации осадочных бассейнов". М.: Наука, 1988, с.226-232.

47. Значение анализа формаций для прогноза нефтегазоносности по геохимическим данным. - В кн.: "Геологические формации и закономерности размещения полезных ископаемых". М., 1990, с.183-186.

48. Геохимические предпосылки нефтегазоносности Сюгдаерской седловины и прилегающих территорий (Сибирская платформа). - В кн.: "Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа". М., 1991,

с.71-78 (соавтор С.С.Филатов).

49. Методические принципы нефтегазогенерационного и прогнозного геохимического картирования (на примере венд-палеозойских комплексов Сибирокой платформы). - В кн.: "Модели нефтегазообразования". М.: Наука, 1991, с.43-55 (соавторы Л.А.Гембицкая. А.Е.Гре-бень, Ю.И.Ипатов, А.Н.Хабаров).

Подписано к печати (3.01.92. Уч.-изд.л. 2. Тирах 100 экз. Заказ Z . Бесплатно.

I9II04, Санкт-Петербург, Литейный, 39 Картолитография БНИГРИ