Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геохимические предпосылки нефтегазоносности Анадырского бассейна

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геохимические предпосылки нефтегазоносности Анадырского бассейна"

На правах рукописи

ПОЯУДЕТКИНА ЕЛЕНА НИКОЛАЕВНА

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ИЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АНАДЫРСКОГО БАССЕЙНА

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРА диссертации на соискание у кандидата геолого-минералс

Москва - 2007

003160488

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Московского государственного университета имени М.В. Ломоносова

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор

Иванов Михаил Константинович

Официальные оппоненты: доктор геол о го-минер алогических наук, старший

научный сотрудник Дахнова Марина Виссарионовна (Всероссийский научно-исследовательский

геологический нефтяной институт ВНИГНИ)

кандидат геолого-минералогических наук, начальник управления недропользования Агапитое Дмитрий Дмитриевич (ООО «МШйоизе»)

Ведущая организации: Всероссийский нефтяной научно-

исследовательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ)

Защита состоится 26 октября 2007 года в 14 ч. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 501.001.40 при Московском государственном университете и«. М.В. Ломоносова по адресу: 119991. Москва, ГСП-1, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, аудитория 829.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке геологического факультета МГУ им, М.В. Ломоносова (Главное здание МГУ, сектор «А», 6 этаж).

Автореферат разослан 26 сентября 2007 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета: Карнгошина Е.Е.

Общая характеристика работы Актуальность работы По существующим оценкам бассейны северо-востока России обладают существенными ресурсами углеводородов В пределах Берингова моря и смежных участков суши выделяется 8 осадочных бассейнов, из которых лишь Анадырский по текущему состоянию геолого-геофизической изученности является промышленно нефтегазоносным и представляет собой один из наиболее перспективных районов для развития нефтегазопоисковых работ

Анадырский нефтегазоносный бассейн расположен в северо-западной части Тихоокеанского региона, занимает территорию Нижнеанадырской низменности и открывается в акваторию Анадырского залива В пределах бассейна выделены три наиболее перспективных участка Западно-Озерный, Верхне-Телекайский и Лагунный, открыто 2 нефтяных, 1 газовое и 1 нефтегазоконденсатное месторождение Но, несмотря на полученные серьезные положительные результаты, вопрос о реальных перспективах Анадырского бассейна требует дополнительных исследований

Одним из важнейших элементов прогноза нефтегазоносности является изучение условий образования углеводородов и выяснение источников их генерации В этой связи проведение комплексных геохимических исследований, направленных на выделение нефтематеринских толщ, оценку нефтематеринского потенциала отложений, а также выяснение генетической природы нефтей, является особенно актуальным

Цель и задачи исследования. Основной целью представленной работы являлась оценка генерационного и эмиграционного углеводородных потенциалов осадочного разреза Анадырского бассейна, являющихся важнейшими показателями при оценке перспектив нефтегазоносности В задачи работы входило

1 Установление характера распределения основных геохимических параметров по разрезу бассейна и выделение нефтематеринских толщ,

2 Оценка нефтематеринского потенциала отложений и установление степени его реализации,

3 Оценка перспектив нефтегазоносности бассейна по критерию генерации,

4 Выяснение генетической природы нефтей с высоким соотношением пристан/фитан

Научная новизна и практическая значимость.

В данной работе на новейшем аналитическом уровне определены генетические и катагенетические параметры нефтематеринских (НМ) толщ, сделана попытка выяснения генетической природы нефтей На обширном аналитическом материале показано, что генерация жидких углеводородов (УВ) имела место в неогене, а возможно, и продолжается в настоящее время Масштабы этой генерации достаточны для образования промышленных залежей При этом газовая составляющая неизменно превалирует над жидкой на территории бассейна На базе данных по основным геохимическим характеристикам произведен подсчёт прогнозных ресурсов углеводородов на основе расчётных параметров генерационного и эмиграционного углеводородных потенциалов Установлены районы с повышенными перспективами по критерию генерации

В работе защищаются следующие положения:

1 Установлено, что по величине исходного генерационного потенциала осадочные толщи Анадырского бассейна представляют следующий ряд в порядке убывания майницкая свита, ягельная тогада, гагаринская свита, телекайская толща Максимальным потенциалом обладают отложения майницкой свиты и ягельной толщи, которые генерировали УВ в количествах, позволяющих сформировать промышленные скопления углеводородов

2 Установлено, что бассейн является в равной степени как нефте-, так и газогенерирующим На современном этапе бассейн преимущественно газоконденсатный и

газовый вследствие нахождения основных нефтематеринских толщ в главной зоне газообразования

3 Формирование нефтей с высоким отношением пристан/фитан, свойственным Анадырскому и другим бассейнам Тихоокеанского пояса, обусловлено рядом причин -генетическими (наличие специфических форм биопродуцентов) и катагенетическими (образование в угленосных толщах на заключительных этапах ГФН)

4 По критерию генерации к участкам с повышенными перспективами отнесены крупные зоны прогибания - Майницкий прогиб, Великореченская котловина, Проточный прогиб, Лагунный прогиб

Фактический материал и методологическая основа работы. Работа выполнена на базе материалов геологических и геохимических исследований, проведенных в пределах Анадырского бассейна советскими, а в последующем российскими организациями Использованы производственные и научно-тематические отчеты чукотских геологических предприятий, работавших на рассматриваемой территории в 60-90 гг, находящиеся в официальных фондах российских государственных организаций Помимо этого, приняты во внимание некоторые научные обобщения и выводы, приведенные в опубликованных научно-технических работах (статьях, монографиях и т д) российских и зарубежных геологов Часть данных заимствована из открытых публикаций, а также из научных отчетов МГУ им М В Ломоносова (2004-2006 г), ВНИГРИ (2002-2003 г ) Также значительная часть данных была получена автором и коллегами на базе лаборатории органической геохимии кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ им MB Ломоносова Кроме того, использован каменный материал, любезно предоставленный сотрудниками ВНИГРИ Были выполнены определения Сорг (90 обр), пиролиз по методу Rock Eval (65 обр), химико-битуминологический анализ (горячая и холодная экстракция 83 обр), определение группового состава битумоидов (83 обр) и нефтей (14 обр), хроматогафический анализ битумоидов (83 обр) и нефтей (14 обр), хроматомасс-спектрометрия (17 обр), анализ бензиновых фракций нефти методом газожидкостной хроматографии (12 обр), ядерный магнитный резонанс метаново-нафтеновой части нефтей и битумоидов (8 обр), выделение концентратов НОВ (15 обр ), анализ элементного состава битумоидов (135 обр) и керогена (15 обр) Анализы выполнены в лабораториях кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, в лабораториях ВНИГНИ, Москва, геологической службы Дании GEUS, и института нефтехимического синтеза ИНХС им А В Топчиева РАН, Москва

Публикации и апробация работы. Основные положения диссертации изложены в 2 статьях и 7 тезисах, доложены на конференциях Ломоносов-2006, Ломоносов-2007, 68th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE Vienna-2006, 69th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE London-2007, Международной научно-практической Конференции Теологические проблемы развития углеводородной сырьевой базы Дальнего Востока и Сибири", Санкт-Петербург-2006, 23rd International Meeting on Organic Geochemistry - Torquay-2007, а также докладывались на заседаниях кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых и аспирантских семинарах

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 9 глав и заключения, изложенных на 156 страницах, иллюстрирована 57 рисунками, содержит 17 таблиц Список использованной литературы включает 145 наименований Диссертация выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ

Благодарности. Автор глубоко скорбит и чтит память о своем учителе, наставнике, замечательном Человеке, докторе геолого-минералогических наук, профессоре Ольге Константиновне Баженовой, чья поддержка и всесторонняя помощь неоценимы на протяжении всех лет пребывания в Университете

Автор выражает глубокую признательность за консультации и помощь в работе научному руководителю, профессору, доктору геолого-минералогических наук Михаилу Константиновичу Иванову Особую благодарность приношу своим учителям - старшему научному сотруднику, кандидату геолого-минералогических наук Наталье Петровне Фадеевой, сотрудникам кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых Ю.К.Бурлину, Е.П.Свистунову, Г.Ф.Артамоновой, А.Н.Гусевой, Е.В.Соболевой, ТА.Кирюхиной, И.М.Натитник, Е В. Слиеко, Т.Н.Корневой, Э.А.Абля, а также огромное спасибо коллегам и друзьям, помогавшим мне на разных этапах выполнения этой работы - Л.С.Маргулису, Т.К.Баженовой, В.В.Донцову, М Б.Смирнову, Л.Р.Дистановой, В.В.Колчнну

Искренние слова благодарности за консультации по ряду вопросов геолого-геохимического характера, дополнительную информационную поддержку и техническую помощь сотрудникам Всероссийского нефтяного научно-исследовательского геологоразведочного института (ВНИГРИ) и института нефтехимического синтеза ИНХС им А В Топчиева РАН

Глава 1. Состояние геолого-геофизической изученности Анадырского бассейна

Анадырский нефтегазоносный бассейн располагается на суше Чукотского полуострова и континентальном шельфе Берингова моря в северо-западной части Тихоокеанского региона Его площадь составляет около 70 тыс км2, причем около 70% этой площади находится под водами Анадырского залива

Предположения о нефтегазоносности Анадырской впадины в разные годы высказывались в отчетах при проведении геологических съемок Впервые на перспективность бассейна в отношении нефтегазоносности указали В Г Васильев, ИЕДрабкин и В А Титов (Васильев и др , 1959) В 1971 г под редакцией ААТрофимука вышла монография «Нефтегазоносные бассейны Дальнего Востока СССР», в которой дана более полная характеристика бассейна В период с 1967 до 2004 гт в наземной части Анадырского бассейна и его горного обрамления на 25 площадях (с перерывом в работах с 1992 по 2001 гг) пробурено 64 глубоких скважины с общим размером проходки 143,2 тыс м Геологическое строение обрамления бассейна и его внутренняя структура в наиболее изученной наземной части освещены значительным комплексом геологоразведочных работ (Агапитов, 1996) Здесь за 1976—1990гг отработано более 13 тыс пог км сейсмических профилей МОГТ, на 24 площадях пробурено 58 глубоких скважин (1968-1991гг ) Вплоть до 1991г всеми работами по поискам нефти и газа руководил непосредственно Д И Агапитов Первая глубокая параметрическая скважина пробурена на Озернинском поднятии в 1967г Она дала возможность расчленить верхнюю часть разреза По результатам геологоразведочных работ установлены многочисленные нефтегазоносные структуры

В пределах бассейна выделены Западно-Озерный, Верхне-Телекайский и Лагунный наиболее перспективные участки (Агапитов, 1994) (рис 1), выявлены Западно-Озерное газовое, Верхне-Телекайское нефтегазоконденсатное, Верхне-Эчинское и Ольховое нефтяные месторождения, ряд перспективных нефтегазоносных структур В 2001г пройдена Лахтакская скважина, осветившая разрез Лагунного прогиба (Маргулис и др, 2002) Летом 2002 г в присводовой части Центральной структуры пройдена первая в российском секторе Берингова моря нефтепоисковая скважина

Материалы буровых работ проанализированы и обобщены в тематических отчетах Д И Агапитова, Ю К Бурлина, Р А Вахрушкина, Г Г Войкова, В Е Глотова, А Д Девятиловой, Б А Дементьева, В В Иванова, Е Н Костылева, А Е Мохова, В Г Мужикова, Л О Пилипенко, И В.Шабатина, Л С.Маргулиса, Е П Свистунова, М К Иванова (Северо-Восточное ТГУ, СВКНИИ, МГУ, СО ВНИГРИ), а также в производственных отчетах Чукотской НРЭ и треста «Дальморнефтегеофизика», в отчетах сотрудников Камчатской тематической

экспедиции ПГО «Сахалингеология» (Н Е Бугаева, Л И Митрофановой, А И Юрочко и др) Проблемы стратиграфии, литологии, геохимии ОВ и перспектив нефтегазоносности кайнозойских отложений освещались в докторских диссертациях Ю К Бурлина, В В Иванова, С Ф Бискэ, в кандидатских диссертациях В В Иванова, В В Донцова, С П Левшуновой, Т В Преображенской, В Т Крымсаловой, В Е Глотова, О В Щербань, Д Д Агапитова. Палеонтологические и палеоботанические исследования органических остатков в керне скважин вели А Д Девятилова, В И Волобуева, Л И Митрофанова, О Н Петров, Т В Преображенская, В Т Крымсалова, А Ф Ефимова, Г Г Филиппова, А В Алабушева, И Г Пронина, Н М Грохотова, В И Медлянов, Л И Кондинская, Т А Казьмина, И А Загрузина, Г X Кабанова, Т Л Невретдинова, И Н Кузина, А П Милов, М В Муратова, В П Тузов, С Л Хайкина, Л А Филимонова и другие

""ППМВ порю,

Условные обозначения ^^^^гуаншда Анадырского бассейна Ей- разломы (сбросы, взбросы) 1-^*1 надвиги

- граяишд между тектоническими элементами I ^ I - нефтяные месторождения I 49 I - газовое месторождение 1 - Верхне-Эчинское 2 - Ольховое 3 - Верхне Телекайское. 4 - Занадно-Озсриое_

Рис I Схема основных тектонических элементов Анадырского бассейна (Д ИАгапитов, ДДАгапитов, А В Журавлев, ЮМ Воробьев, Н А Петровская, Ю И Матвеев, ФА Шелестов, ВГРадченко, ВАПоселов, В А Захаров и др По материалам треста «Далъморнефтегеофизика», НПО «Севчоргео», Чукотской НГРЭ, Анадырской НГРЭ, ОАО «Сибнефть»), 2004

Глава 2. Геологическое строение Анадырского бассейна

В главе рассматриваются вопросы геологического строения, стратиграфии и палеогеографии изучаемого бассейна

2.1. Современная структура Анадырский бассейн в тектоническом отношении представляет наложенную впадину, заполненную кайнозойскими осадочными терригенными породами Анадырская впадина

заключена между структурами области позднемезозойской консолидации в пределах развития Охотско-Чукотского вулканогенного пояса (Бурлин, 1981) С севера в ограничении бассейна участвуют структуры этого пояса, а также Золотогорское поднятие С юга впадина ограничена покровно-складчатыми горными сооружениями восточной Наваринской ветви Корякского нагорья, продолжающимися далее к юго-востоку в акватории Берингова моря, с запада и северо-запада - складчатыми структурами хребта Рарыткин, представляющего складчато-глыбовое сооружение в целом сннклинорного строения, сочленение с впадиной происходит по системам взбросов и надвигов (рис 1)

В акватории Берингова моря выделяется Восточно-Анадырский прогиб, являющийся морским продолжением Анадырского нефтегазоносного бассейна Северная часть бассейна располагается на жестком основании Анадырско-Съюардского массива В своем развитии фундамент бассейна испытывал неоднократную смену поднятий опусканиями, что определило его высокую раздробленность, отразившуюся в осадочном выполнении бассейна

Анадырский бассейн был заложен в конце Маастрихта - начале палеоцена на базе складчатых структур, в сложении которых принимают участие флишевые терригенные толщи мелового возраста и более древние толщи мезозоя По характеру залегания и дислоцированности отложения, слагающие Анадырский бассейн и выходящие также на поверхность в его обрамлении, объединяются в два структурных комплекса Нижний (переходный) комплекс осадочного выполнения бассейна залегает на сильно дислоцированных мезозойских толщах и объединяет маастрихтские и палеоцен-нижнеэоценовые образования Этот комплекс разделяет наиболее дислоцированные толщи складчатого основания и более молодые пологозалегающие отложения Верхний комплекс объединяет отложения среднего эоцена - плиоцена

Анадырский бассейн состоит из трех суббассейнов, Центральный и Восточный близки по своему строению, Западный или Нижнеанадырский от них существенно отличается Нижнеанадырский бассейн имеет асимметричный поперечный профиль с погруженной южной частью (Майницкий прогиб) Южная часть бассейна испытала сжатие, связанное со спредингом в алеутском реликтовом центре разрастания (хребет Витус) (Бурлин, 1981) Субдукция под корякскую континентальную окраину привела к росту орогена и надвигу его на осадочное выполнение Западного суббассейна Возможно, что западный суббассейн отделяется от центрального сдвигом, протягивающимся от края беринговского шельфа

В современном структурном плане выделяются следующие основные элементы На западе вдоль хребта Рарыткин протягивается Предрарыткинский прогиб, Листопадный прогиб и Великореченская котловина В южной части бассейна находится Майницкий прогиб субширотной ориентировки и его продолжение - Проточный и Оленинский прогибы Вдоль центральной наиболее погруженной осевой части Майницкого прогиба протягивается сложно дислоцированная Поворотно-Телекайская антиклинальная зона, в состав которой входят локальные поднятия, к двум из которых приурочены Верхне-Эчинское нефтяное и Верхне-Телекайское нефтегазоконденсатное месторождение На востоке выделяются Соломатинская мульда на шельфе и Лагунный прогиб, восточная часть которого находится под водами Анадырского залива (Агапитов и др, 1998)

В пределах Нижнеанадырского суббассейна выделяются следующие крупные поднятия с запада на восток (рис 1) Александровское, Озернинское, Трехреченское, Тымнинское, продолжающееся под водами Анадырского залива, горстовое Туманское поднятие северовосточного простирания, протягивающееся с суши в морскую часть бассейна и ограничивающее с юго-востока Майницкий прогиб, Лахтинское поднятие, ограничивающее Лагунный прогиб и входящее в систему более крупного Ламутского приподнятого блока

В экваториальной части бассейна расположены крупный Восточно-Анадырский прогиб, в котором выделяются Чукотская и Корякская котловины. На восточном, рассеченном разрывами, борту Корякской котловины находится Центральное поднятие. Чукотская котловина с севера ограничена Васильевским поднятием. С севера эти структуры ограничены субширотным Анаутским поднятием, севернее которого выделяется ирогиб залива Креста.

2.2. Л нто л ого-сг рати графи ческа я характеристика

Несмотря на относительно высокую степень изученности наземной части Анадырского бассейна, до сих пор нет единой точки зрения на стратиграфический диапазон чехла. Д.И.Агапитов (1991), Ю.КБурлин (1991), опираясь на особенности распространения пологозалегакяцих отложений, плащеобразно перекрывающих разновозрастные герригенные и вулканогенные образования, относят к чехлу терригенные породы среднеэоцен-плейстоценового возраста. Чехол залегает на слабо деформированных вулканогенных и замещающих их в южном направлении терригегтых угленосных толщах палеоцена -нижнего эоцена, Л.М.Гома и др. (1998), учитывая степень дислоцирован ноет и отложений и уровень их лишфикации, рассматривают чехол в объеме верхнего мела - плейстоцена.

' Условные обозначения

Толщи: -- алевро-песчаная

- псечано-алевритовая

- песчано-глинистая

- ¡1есчаниковая

- туфотерригенняя угленосная

- залежи нефти

- '¡ал еж и газа

- залежи газоконденсата

- газопроявления в процессе бурения и испытания

- углистые прослои

Рис.2. Сводный меловых-кайнозойских

стратиграфический разрез отложений Анадырского

бассейна (по Агапитову Д.Д., 2004).

Верхний мел - палеоцен ттерасчлененные (Кг-Р;гг) В строении переходного комплекса принимают участие отложения верхнего мела - палеоцена, представленные конгломератами, вулканомиктовыми песчаниками, аргиллитами с прослоями алевролитов (рис. 2). Среди осадочных пород залегают пластовые чела долеритов. Рарыткинская свита (Кг-Й|Гт) представлена преимущественно тер риге иным и отложениями - угленосными песчаниками, алевролитами, аргиллитами. Пачки песчаников по мощности достигают десятков метров. Часто они неплотные и обладают достаточно высокой пористостью и

проницаемостью В северной части хребта Рарыткин песчаники имеют аркозовый состав В подчиненном количестве присутствуют туфы, туффиты, конгломераты В северной части бассейна отложения рарыткинской свиты, представленные в основном угленосными песчаниками мощностью 130 м, вскрыты скважиной Береговая-12 в интервале 2190-2320 м Они Отложения свиты выходят на поверхность также на склонах г Дионисия

Палеогеновая система (Р) В разрезе палеогена выделены палеоценовые, эоценовые и олигоценовые отложения (рис 2) Отложения, вскрытые скважинами, различаются в южных и северных районах бассейна Ягельная толща (Р^/а^у палеоцен-раннеэоценового возраста мощностью от 389 м до 2200 м и усть-чирынайская свита (9-22иск) среднеэоценового возраста мощностью 0-802 м являются терригенными по составу, к северу сменяются вулканогенными и туфогенно-осадочными породами танюрерской свиты (Р/ 4п) палеоцена -нижнего эоцена мощностью до 663 м В северо-восточной части Анадырской впадины эта толща представлена лавами базальтов, андезитов, дацитов и туфами

Песчано-глинистые отложения среднего эоцена распространены в юго-западной часта и представлены чередующимися прослоями песчаников, алевролитов и конгломератов мощностью до 700 м

Майницкая глинисто-песчано-алевритовая свита (Р/--Р?) предположительно залегает после перерыва на среднеэоценовых отложениях Ее возраст Ю Б Гладенковым определяется как средне-верхнеэоценовый-олигоценовый Маргулис и др (2003) ограничивают ее возраст эоценом Общая мощность отложений свиты составляет несколько сот метров В наиболее полных разрезах майницкая свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты В нижней преобладают алевритовые глинистые породы и алевролиты мощностью 0-2109 м, в верхней большую роль играют песчаники мощностью 0-780 м В породах с неясной слоистостью рассеяны плохо окатанные обломки галечной размерности туфогенных, кремнистых и других пород В отложениях свиты отмечается цикличность, мощность циклов составляет десятки метров В верхней подсвите глинистые и песчано-глинистые алевролиты с прослоями аргиллитов сменяются вверх по разрезу мелкозернистыми песчаниками, присутствуют и существенно глинистые пачки, которые в разрезе майницкой свиты рассматриваются как нефтематеринские породы В Лагунном прогибе песчанистость отложений свиты возрастает

Граница между майницкой и вышележащей собольковской свитами связана с предполагаемым перерывом и стратиграфическим несогласием на рубеже олигоцена и миоцена

Неогеновая система ОТ Отложения раннего миоцена представлены породами собольковской свиты Это по преимуществу песчаные породы прибрежного и

мелководно-морского генезиса, формировавшиеся за счет усиленного сноса материала в бассейн речными системами, в некоторых участках накопились повышенные мощности, происходило формирование дельтовых комплексов, береговых валов и баровых тел Отложения свиты в максимальных мощностях развиты в юго-западных участках наземной части бассейна Максимальная вскрытая мощность свиты на Верхне-Телекайском месторождении составляет 1426 м В районах, приближенных к Предрарыткинскому прогибу, мощность отложений ориентировочно превышает 900 м

Вышезалегающая гагаринская свита того же раннемиоценового возраста в

разрезах скважин на юге наземной части бассейна представлена переслаиванием песчано-алевритовых и алевритисто-глинистых пород Максимальная мощность ее в разрезе Верхне-Эчинского месторождения составляет 1600 м

Автаткульская свита (Ы/^аМ) является нижним членом трансгрессивного цикла, несогласно залегает на подстилающих породах и имеет широкое региональное распространение Представлена мелководными разнозернистыи песчаниками и глинистыми

алевролитами, представляющими отложения открытого шельфа Среди них встречаются банки, сложенные раковинами двустворок Мощности отложений свиты достигают 250-260 м, а в районе Верхне-Эчинского месторождения - до 690 м Возраст отложений определен как среднемиоценовый

Телекайская толща объединяет слои елисеевской, озернинской и эчинской свит Породы елисеевской свиты (Ni2e[) отличаются от подстилающей автаткульской повышенным содержанием алевритово-глинистых слоев В нижней части залегают тёмные тонкослоистые глины с прослоями алевролитов В верхней части свиты нарастает количество прослоев песчаников Мощность свиты от 100 до 175 м, максимальная мощность 238 м отмечена в разрезе Западно-Озерного месторождения По возрасту она относится к среднему миоцену Озернинская свита (Nj2'3oz) представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин с пропластками бурых углей мощностью до 600 м В верхней части озернинской свиты выделяется туфитодиатомитовая толща мощностью до 150 м Среди диатомитов заключены прослои алевролитов и песчаников с галькой и маломощные прослои туфов Эчинская свита (Nfech) также позднемиоценового возраста сложена неравномерным чередованием песков и слабых песчаников, среди которых залегают прослои рыхлого бурого угля и лигнита Мощность отложений изменяется от десятков м до 913 м, осадки свиты образовались в прибрежной мелководной зоне Выше, после перерыва, несогласно залегают породы александровской свиты плиоцен-четвертичного возраста По составу это довольно пестрые обломочные отложения прибрежного мелководного и континентального генезиса Мощность их достигает первых сотен метров

2.3. Палеогеография

Основные этапы развития в обобщенном виде можно представить следующим образом В эоцене после перерыва закладываются протяженные углубленные прогибы, в которых происходит отложение обломочного материала преимущественно на склонах в батиальных условиях (Бурлин, 2006) В пределах Восточно-Анадырского прогиба возможно были более мелководные условия отложения, в том числе в прибрежных лагунах В условиях теплого климата осадки обогащались органическим материалом различного происхождения В олигоцене климат остается теплым Постепенно нарастают тенденции регрессии в связи с общим воздыманием В Анадырской впадине прибрежноморские участки пересекали водные артерии, в Восточно-Анадырском прогибе существовали площади заливаемых равнин и лагуны, в которых в обстановке влажного климата отлагались осадки гагаринской свиты с повышенным содержанием остатков растительности В связи со среднемиоценовой трансгрессией обстановка резко изменилась, произошло расширение морского бассейна В последующем времени условия в бассейне были спокойные Климат от умеренного постепенно переходил к холодному Существенное изменение физико-. географических условий и обстановок осадконакопления произошло в связи с раскрытием Берингова пролива

Глава 3. Нефтегазоносность

Литологические особенности кайнозойских отложений Анадырского бассейна, в разрезе которых чередуются проницаемые и непроницаемые породы, и активная тектоническая история региона обусловили существование разнообразных ловушек, способных аккумулировать залежи нефти и газа (Агапитов, 1992, Маргулис и др , 2002,) В осадочном чехле наземного сектора обнаружены ловушки различных типов структурные, литологические, стратиграфические и комбинированные, образованные сочетанием структурных и литологических особенностей разреза В Северной и Центральной зонах распространены пологие куполовидные и брахиантиклинальные конседиментационные складки, имеющие, чаще всего, невысокие амплитуды (от 20 до 100-200 м) и иногда осложненные непротяженными малоамплитудными разломами (Западно-Озерное локальное

поднятие, Мирная куполовидная структура) Для южной зоны характерны высокоамплитудные, асимметричные, узкие брахиантиклинали, нарушенные сбросами, взбросами и сдвигами Эти складки, в основном, являются новообразованными, возникшими в постмиоценовую фазу складчатости В частности, несколько таких структур группируются в Поворотно-Телекайскую антиклинальную зону (Верхне-Телекайское и Верхне-Эчинское локальные поднятия) (Агапитов, 1992)

На южном борту Майницкого прогиба известна группа потенциальных структурных ловушек, имеющих форму структурных козырьков и ограниченных плоскостями взбросов или надвигов К подобным структурам относится Ольховое локальное поднятие

Признаки нефти и газа установлены по всему разрезу Анадырского бассейна В палеогеновых отложениях зафиксированно более 30 газопроявлений на 8 площадях Промышленный приток (100 тысм3/сут) получен из майницкой свиты на Поворотной структуре, низкодебитные притоки наблюдались на Изменной, Майницкой и других площадях Перспективы отложений майницкой свиты на большей части территории Анадырской впадины оцениваются весьма сдержанно (Агапитов, 1988) из-за низких фильтрационно-емкостных свойств, пород вулканомиктового состава, высокого уровня вторичных изменений Более многочисленны нефтегазонроявления из неогеновых отложений (собольковская, гагаринская, автаткульская, озернинская и эчинская свиты). В них открыто и частично разведаны 4 месторождения Верхне-Телекайское, Ольховое, Верхне-Эчинское и Западно-Озерное Основным нефтегазоперспекшвньш комплексом в пределах бассейна являются отложения собольковской свиты Получение притоков связывается с присутствием в разрезе коллекторов трещинного и порово-трещинного типов В центральной части Анадырской впадины в отложениях озернинской свиты открыто Западно-Озерное многопластовое газовое месторождение В разрезе месторождения установлено до 10 газоносных пластов, сложенных рыхлыми газоносными песчаниками

Роль наиболее широко распространенной покрышки может играть глинисто-алевритовая елисеевская свита и ее аналоги, трансгрессивно перекрывающие нижне-среднемиоценовые резервуары Елисеевская свита характеризует этап среднемиоценового высокого стояния уровня моря и рассматривается как наиболее выдержанный флюидоупор

В целом Анадырский бассейн обладает достаточно высоким потенциалом нефтегазоносности На суше перспективными для поисков скоплений УВ также является Лагунная зона, где выявлено 18 положительных локальных структур В экваториальной части Анадырского бассейна наибольший интерес для поисков месторождений УВ представляют хорошо фиксирующиеся поднятия, расположенные на юго-восточном замыкании Восточно-Анадырской впадины - Центральное и Беринговское Глава 4. Методика геохимических исследований Органическая геохимия имеет большое значение при решении как фундаментальных, так и прикладных задам в геологии нефти и газа В настоящее время органическая геохимия располагает обширным арсеналом методов, с определенной последовательностью используемых в схеме исследования

Важным этапом в идентификации материнской породы является определение типа ОВ и состава УВ, извлекаемых растворителями Для решения вопросов о типе ОВ и степени его катагенетической преобразованности были выполнены определение содержаний органического углерода (СоргЧ. экстракция битуминозных компонентов ОВ из породы. петрографическое изучение пород и рассеянного в них ОВ. пиролиз по методу Rock Eval

Изучение выделяемых из породы растворимых компонентов рассеянного органического вещества (РОВ) позволило выявить детальные особенности РОВ и его фракций Индивидуальный состав насыщенных УВ изучался методом газожидкостной хроматографии и хроматомасс-спектрометрии для определения индивидуального состава н-алканов,

изопреноидов ациклического строения и циклических изопреноидов - стеранов и гопанов Анализ бензиновых фракций нефти методом газожидкостной хроматографии позволил определить режим ее существования в залежи и геохимические условия формирования скоплений УВ флюидов Метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР1 в методическом отношении составляет часть радиоспектроскопии При помощи ЯМР было определено присутствие функциональных групп и количественный анализ для характеристики сложных смесей (Родионова, 1969) Выделение концентратов НОВ (нерастворимого органического вещества) проводилось в глинистых породах При помощи углепетрографического изучения ОВ пород был установлен тип и фациальные условия образования концентрированного ОВ и степень его преобразованное™ в катагенезе По данным определения элементного состава битумоидов и керогена (С, Н, N. в, О) был сделан вывод о характере битумоида сиигенетичном, эпигенетичном, смешанном, остаточном

Глава 5. Условия формирования и реализации потенциала органического вещества 5.1. Распределение и фациально-генетическая принадлежность ОВ Потенциальные нефтематеринские толщи присутствуют по всему палеоген-миоценовому разрезу бассейна В лаборатории органической геохимии проанализированы образцы шлама и керна из 7 скважин Разрез снизу вверх характеризуется следующими геохимическими параметрами

Ягельная толща мощностью от 400 м до 2100 м представлена терригенными субугленосными породами с примесью вулканогенного материала. Содержание органического углерода (Сорг) в глинистых породах изменяются от 0,19 до 4,71% (медиана 1,01%, 99 образцов) Содержание битумоида в породах невелико1 хлороформенный битумоид (ХБА) - 0,004-0,09% (медиана 0,033%, 8 образцов) и спирго-бензольный битумоид (СББА) - 0,018-0,09% (медиана 0,037%) Значение коэффициента (3ХБ (степень битуминизации) не превышает 5% (медиана 3,0%), что является показателем сингенетичности битумоида Значения генетического потенциала пород (81+82) составляют 0,3-1,2кг УВ/Т породы, величина водородного индекса (показателя качества ОВ) Н1=3 8-329 мг УВ/Г Сорг (медиана Н1=90 мг сорг), что характеризует потенциал породы и ОВ как невысокий (рис 3) В сторону акватории значения Н1 увеличиваются (в береговой скважине Лахтакская-1 Н1=128-465 мг ув/г сорг) Малая величина генетического потенциала пород и ОВ, низкая битуминозность ОВ и преобладание кислого СББА, указывающее на сугубо гумусовый состав ОВ, свидетельствуют о незначительном вкладе толщи в реализованный потенциал бассейна на жидкие УВ

Майницкая свита представлена сероцветными песчано-алевро-глинистыми породами Сорг в глинистых прослоях изменяются в пределах 0,3-2,1% (медиана 0,75%, 178 образцов) Содержание ХББА составляет 0,008-0,154% (медиана 0,07%, 23 образца), СББА=0,003-0,023% (медиана 0,034%), (3ХБ = 0,2-14,6% (единичные образцы в верхней части свиты - до 45,5%, медиана 7,5%) Значительный разброс битумоидного коэффициента свидетельствует о процессах перемещения и отдачи битуминозных компонентов 81+82=0,1-1,3 кг ув/т породы, Н1=40-320 мг Ув/Г с„рг (медиана 140 мг УВ/Г Сорг) Такие значения потенциала пород и ОВ, находящихся в нижней части ГЗН, являются показателями более высокого исходного потенциала, который был по меньшей мере в 2 раза выше к началу интенсивной генерации УВ На основании катагенетических и битуминологических показателей эту толщу можно отнести к категории нефтепроизводящих, а на юге и востоке бассейна - и к газопроизводящим Несмотря на сравнительно невысокий потенциал этой толщи, ее большая мощность, достигающая 2100 м, позволяет рассматривать ее в качестве основной производящей как газовые, так и жидкие УВ

Насыщенные углеводороды образцов майницкой свиты характеризуются низким содержанием высокомолекулярных алканов, о чем свидетельствует небольшой нафтеновый фон в области кипения н-алканов Сгг-Сэг Распределение н-алканов носит одномодальный характер с преобладанием нечетных УВ в высокомолекулярной области; Кнч=1,65 В максимальных количествах находятся УВ с числом углеродных атомов 25,27,29, отмечается низкое содержание УВ до С15 Изопреноидные УВ этой группы представлены в основном пристаном и фитаном (до 75% от суммы изопренанов) Рг/РЬ =3,5-6,2, Рг/н-Сп<3,5, РЬ/н-С18=0,18-0,54

Данные пиролиза ЯОСК-ЕУАЬ

Элементный состав керогена

Соотношение алкановых УВ

I 300

11

о

П 0»

О «

^ 7

п! ¡Г~ \

' ^ 1 № \ \

1П • * • 1

Сильно

диспергированное ОВ

Т ■

№ 400 420 440 ТтахГС)

УСЛОВНЫ!. обОЗНЙЧСНИЯ

0 05 0,10 0 15 0.20 0,25 0 О'Свт

§-тслекайскан толща О - гагаркискш сай га ц миВжшкая свита А. Нефти - авпггкульсквя свита 9 собольговсми! свита ц - ягигышя плца

Рис 3 Типы керогена и органического вещества в палеоген-неогеновых отложениях, определенные методом пиролиза Яоск-Еуа! и газовой хроматографии

Собольковская свита представлена терригенными угленосными отложениями В глинистых породах этой свиты отмечается самое низкое для разреза содержание Сорг - 0,293,29% (медиана 0,63%, 42 образца) 81+82=0,3-1,7 кгув/тпороды, Н1=77-298 мгУВ/гСорг (медиана 120 мг ув/г сорг) Содержание ХБА высокое 0,08-0,36% (медиана 0,18%, 27 образцов) Содержание СББА заметно ниже (0,005-0,08%, медиана 0,04%), рХБ = 7,3-97,0% (медиана 32,0%), те в отдельных образцах ОВ практически целиком представлено битумоидом Высокие значения битумоидного коэффициента отвечают смешанным по составу битумоидам со значительной примесью аллохтонной составляющей О широком развитии миграционных процессов свидетельствует также заметное преобладание ХБА над СББА Состав ОВ преимущественно гумусовый, кероген III типа Углепетрографические исследования угленосных прослоев показали, что в составе их ОВ встречаются не только витринит и фюзинит, но и резинит (смоляные тела), кутинит (т е, липоидные компоненты) и альгинит (Маргулис, 2004) Таким образом, можно заключить, что эти угли не являются чистыми гумитами, а скорее относятся к сапропелито-гумитам

Неблагоприятные условия для накопления ОВ (песчаные фации), гумусовый состав ОВ, характер распределения битуминозных компонентов по разрезу собольковской свиты свидетельствуют о невысоком, преимущественно газовом потенциале ОВ

По разрезу свиты были исследованы экстракты из 24 образцов, в том числе 5 образцов с видимым нефтенасыщением (Иванов, 2004) Сумма н-алканов на насыщенную фракцию варьирует в пределах 17,2-35,9% Среди алкановых УВ подавляющая роль отводится УВ

нормального строения (до 90%) В групповом составе н-алканов мало УВ до Си (10,1-31,8%) Среда этих УВ отмечается низкая роль алканов бензиновой фракции - 1-12,3% Pr/Ph=0,2-5,21, Рг/н-Сп=0,33-1,56, Ph/H-C]8=0,11-1,1, Кг =0,32-0,95, Pr/Ph=0,30-6,22 Качественный состав стеранов и терпанов OB отличается незначительно С2? Сгв С29 = 25 26-49 -34 32 34 Характерно резкое преобладание гопанов над стеранами, отражающее относительно высокую степень бактериальной переработки исходного OB Гопаны из большей части образцов характеризуются повышенной концентрацией С30 (35-46%)

Гагаринская свита представлена в основном тонким чередованием песчаников, алевролитов, глин и пластов углей В глинистых прослоях значения СОРг=:0>86-3,6% (медиана 2,72%, 56 образцов) ХБА=0,02-0,32% (медиана 0,10%), СББА=0,02-0,16% (медиана 0,07%) Степень битуминизации в целом невысокая значения ßX6=0,7~8,2%, что указывает на сингенетичность битумоида Генетический потенциал пород высокий' (Si +82)= 1,1—96,9 кгУВ/т породы (медиана 12,9 кг ув/т породы), Н1=78-392 мг Ув/Г СоРг (медиана 219 мг ув/г Сорг) Состав OB преимущественно смешанный, кероген II-III типа Прибрежно-морской генезис толщи, высокие значения генетического потенциала углистых прослоев являются показателями присутствия в углистом веществе липоидных компонентов, т е эту толщу можно рассматривать не только как газоматеринскую, но и как потенциально нефтематеринскую в силу ее невысокой преобразованности Однако в связи с нереализованностью потенциала, толща не представляет интерес с точки зрения ее вклада в нефтегазоносность бассейна

Распределение н-алканов одномодальное с максимумом в средней части - С2о, С22, отношение ИЗО-С19/ИЗО-С20 - 6,4-7, ИЗО-С19/Н-С17И,68-4,0, значения изо-Сго/н-С]» низкие, высокие значения имеет коэффициент Кг (за счет высокой концентрации Рг), являющимся показателем фациальной обстановки Такие соотношения значений параметров указывают на преимущественно континентальный состав OB в угленосной гагаринской свите

Автаткульская свита представлена в основном песчаниками и алевролитами с глинистыми прослоями Сорг=0,42-1,25% (медиана 0,79%, 25 образцов), (Si+S2)=l,5-2,4 кг УВ/т породы (медиана 2,0 кг ув/т породы), что находится на границе низкого и среднего потенциала породы, Н1=165-227 мг ув/г сорг Состав OB преимущественно гумусовый, кероген III типа Содержание ХБА в породах изменяется незначительно - 0,02-0,03%, СББА=0,01-0,08% (медиана 0,07%), т е доля кислых компонентов в этой толще выше, чем восстановленных, ßXB=3,0-5,5% (медиана 4,1%), но наблюдаются единичные образцы с ßXB=68,3-88,0%, что свидетельствует о преобладании аллохтонной составляющей Учитывая низкий катагенез пород и состав керогена, породы автаткульской свиты нельзя рассматривать в качестве благоприятных НМ отложений, хотя они и обладают незначительным газовым потенциалом

Битумоиды, экстрагированные из отложений автаткульской свиты, представляют 2 типа 1 тип характеризуется одномодальным распределением н-алканов с максимумом на средней части - С2о, С22, Pr/Ph = 1,2-3,6, Pr/H-Ci7=0,64-1,55, РЫн-С|8<0,22-0,30, в высокомолекулярной области фиксируется высокий «горб» Кг=0,25-0,55 В битумоиде 2 типа распределение н-алканов в целом сходное - широкий максимум в области Cjg и С 22 Однако соотношения изопренанов заметно ниже изо-С^/изо-Сго^О.бЗ, фиксируется полное отсутствие нафтенов в высокомолекулярной части В экстрактах характерно сходное распределение стеранов - преобладание этилхолестана С27 С28 С29 = 23 26 51, стераны/гопаны - 0,33 и 0,09 соответственно Распределение гопанов в обоих типах экстрактов практически полностью идентично, резко преобладает гопан Сзо Отмечается низкая концентрация трициклических терпанов-хейлантанов Такой характер распределения биомаркеров является показателем исходного OB морского генезиса, с заметной долей примеси континентального OB (Peters, Moldowan, 1993) Показатели зрелости K,=20S/(S+R), K2=aßß/(aßß+aaa) далеки от уровня зрелости, отвечающего максимуму ГЗН

Телекайская толща, объединяющая елисеевскую, озернинскую, эчинскую свиты, представлены пачками переслаивания песчаников, алевролитов и глин с прослоями углей Значения Сорг варьируют сильно - 0,75-31,3% (медиана 9,95%, 58 образцов), что в основном наблюдается за счет высокого насыщения пород углистым детритом ХБА=0,04-0,32% (медиана - 0,17%), СББА=0,01-0,6%, т е доля кислых компонентов в этой толще несколько выше, чем восстановленных (81+82)=0,6-124,8 кг ув/т породы (медиана 29,4 "г ув/т породы), чпсо соответствует очень высокому значению этого параметра, Н1=98-324 мг УВ/Г сорг указывает на преимущественно гумусовый состав ОВ, кероген III типа Содержание ХБА и СББА коррелирует с концентрацией Сорг и величиной генетического потенциала, что является показателем сингенетичности битумоидов Породы обладают высоким генерационным УВ потенциалом, имеют относительно большую мощность, но низкая степень катагенеза (ПКо -начало МКО позволяет рассматривать их исключительно как потенциально нефтематеринскую свиту и, вероятно, как действующую газоматеринскую толщу

Битумоиды, экстрагированные из отложений автаткульской свиты, характеризуются одномодальным распределением н-алканов с максимумом Сго, длина цепи - Смзг, изо-С19/ИЗО-С20- 1,33, Кг {(изо-С 19+ИЗО-С20)/( Н-С17+Н-С18)} - 0,25, ИЗО-С19/Н-С17 - 0,43, изо-С20/н-С|8 - 0,10 Низкие значения показателя зрелости, заметная аномалия в высокомолекулярной области указывают на невысокую степень превращенности УВ Низкое содержание мальтенов, а также низкие значения битумоидных коэффициентов свидетельствует о сингенетичной природе битумоидов и смешанном составе исходного ОВ, вариации в составе которого и определяют разброс значений некоторых показателей

5.2. Типы органического вещества и его катагенетическая зональность В Анадырской впадине хорошо изучена катагенетическая преобразованность пород, определяемая по отражающей способности витринита (ОСВ). По результатам замеров ОСВ углей и углистых включений были рассчитаны значения ОСВ на границах отдельных литолого-стратиграфических комплексов

Изученные образцы ягельной толщи преобразованы в пределах градаций катагенеза МК1-МК4 (11о=0,62-1,28), те находятся на уровне главной зоны нефтеобразования и верхней части главной зоны газообразования В пределах центральной части Майницкого прогиба, где вскрытые отложения вышезалегающей майницкой свиты находятся на градациях катагенеза МК3-МК4, отложения ягельной толщи могут находиться на более высоких градациях катагенеза (до МКч) Степень преобразованности отложений майницкой свиты соответствует градациям катагенеза МК1-МК4 (1^=0,6-0,67% в северной и 1^0=0,65—1,25% в южной и восточной частях бассейна) Итак, палеогеновые отложения практически повсеместно находятся в «нефтяном окне» и в полной мере формируют очаги нефтеобразования

Неогеновые отложения в основной своей массе преобразованы в пределах градаций протокатагенеза Значения Ттах пиролиза образцов собольковской свиты изменяются достаточно резко Ттш:=409-440оС, 1^=0,62-0,81%, что соответствует градациям катагенеза ПК3-МК2, а в центральной части Майницкого прогиба - до МКз Степень преобразованности ОВ пород гагаринской свиты соответствует концу протокатагенеза - началу мезокатагенеза (Тт(,*=421-438°С, 11о=0,45-0,8%), для пород автаткульской свиты эти значения -Тто1=425-434°С, 1^=0,4-0,63%, телекайской толщи - Тиае=414-431°С, 11о=0,26-0,52%

На графике зависимости водородного индекса от Ттах образцы обладают П-Ш типом керогена, смешанное ОВ с различной долей гумусовой составляющей Плиоценовые и миоценовые породы на большей части Анадырского бассейна характеризуются невысокой степенью преобразованности Породы гагаринской и собольковской свит находятся на градации катагенеза ПК3-МК1 Палеогеновые отложения практически полностью находятся в зоне нефтяного окна (Ло=0 6 -1,15%, Ттах=431-445°С),

Элементный состав керогена пород в изученных образцах телекайской толщи, автаткульской, гагаринской и собольковской свит указывает преимущественно на II тип керогена, с тенденцией к III типу (Н/Сэт=0,7-1,2, 0/Сет=0,15-0,35) те в целом при преобладании нефтепроизводящих (-производивших) газоматеринские толщи также имеют большое влияние Петрографический состав керогена соответствует его элементному составу Керогены, выделенные из отложений майницкой и рарыткинской свиты, коричневато-серые, представлены микстинитом (майницкая свита), переходной разностью от витринита к фюзиниту (рарыткинская свита), что указывает на заметный вклад гумусовой составляющей и большую преобразованность Собольковская свита охарактеризована керогеном 2 типа, керогены, выделенные из глинистых прослоев, представлены бесструктурной массой, желтовато-рыжеватой, что наряду с элементным составом указывает на увеличение доли сапропелевой составляющую (микстинит)

Завершая рассмотрение фациально-генетической принадлежности и типов ОВ и реализации его потенциала (5 1, 5 2), полученные результаты можно суммировать следующим образом В кайнозойском разрезе бассейна отсутствуют породы с ярко выраженными нефтематеринскими свойствами Региональный уровень катагенеза неогеновых отложений свидетельствует о том, что практически на всей территории они залегают в условиях верхней зоны газообразования Незначительный объем нижних секций миоценового разреза достиг зоны нефтеобраэования в ограниченных районах максимального прогибания в южной части впадины Палеогеновые отложения практически повсеместно находятся в зоне нефтеобразования и в полном объеме формируют очаги нефтеобразования

Разрез палеоген-неогеновых отложений Анадырского бассейна представлен терригенными отложениями с существенной в отдельных частях долей углефицированного детрита, что предполагает преобладание газоматеринских пород над нефтематеринскими

По ряду нефтегеологических признаков - преобладающему пелитовому составу отложений в разрезе, высокой обогащенности органическим углеродом и большой мощности отложений, - породы ягельной толщи, майницкой и гагаринской свит относятся к категории нефтематеринских свит с повышенным углеводородным потенциалом При значительной степени выработанности керогена в породах ягельной толщи (до МК5) и майницкой свиты (МК3-МК4) можно предположить значительный углеводородный потенциал на начало активной генерации углеводородных флюидов Породы гагаринской свиты, находящиеся на уровне катагенеза ПК3-МК1 (до МКз в Майницком прогибе) могут являться газопроизводящими В восточной и южной частях бассейна в качестве нефтематеринских пород можно рассматривать также породы ягельной толщи Учитывая данные по соседнему Наваринскому бассейну (Агапитов, 2004), где пробурено 10 скважин, 7 из которых вскрыли верхнемеловые образования с высоким содержанием ОВ и высокой степенью преобразованности ОВ, есть основание предполагать, что НМ толщи присутствуют в меловых отложениях (рарыткинская свита) Анадырского бассейна

Глава 6. Геохимическая характеристика углеводородных флюидов. Нефтепроявления и притоки нефти и конденсата обнаружены на 5 площадях Анадырской впадины Западно-Озерной, Усть-Чирынайской, Верхне-Телекайской, Изменной, Верхне-Эчинской Нефти и конденсаты из отложений майницкой, собольковской, автаткульской, озернинской и елисеевской свит были изучены стандартными геохимическими методами, также были использованы данные ВНИГРИ, СВКНИИ

По физико-химическим параметрам нефти различных горизонтов отличаются между собой Легкие нефти и конденсаты, полученные из отложений майницкой свиты (Изменная площадь) (р=0,674-0,823 г/см3) - характеризуется резко пониженными концентрациями асфальтенов (0,03-0,59%), смол (0,11-5,48%) Нефти собольковской свиты имеют средний удельный вес - 0,86 г/см3, увеличивается доля асфальтенов (до 11,8%) Содержание смол

достигает 23,6% Нефти автаткульской свиты характеризуются невысоким удельным весом (0,79-0,85 г/см3), небольшим содержанием асфальтенов (медиана 1,3%) и повышенным содержанием смол (медиана 13,7%) Количество парафинов в нефтях собольковской и автаткульской свиты меняется незакономерно от 6,5 до 28% Нефти малосернистые (0,040,13%) Доля легких бензинов (до 150°С) в нефтях собольковской свиты не превышает 10%, автаткульской свиты повышается до 15-19% Нефти и конденсаты из отложений озернинской и елисеевской свит (Верхне-Эчинское месторождение) очень разнообразны -р=0,68-0,857 г/см3, содержание асфальтенов изменяется от 0,97 до 15,55%, содержание смол также неравномерное (0,43-38,72%) Такие нефти (Тиссо, Вельте, 1981) образуются чаще всего в прибрежно-морских и континентальных отложениях с ОВ существенно континентального генезиса, в исходном составе которого велика роль восков высших растений Существенно гумусовый характер ОВ как олигоцен-эоценовых, так и неогеновых отложений не противоречит высокому содержанию твердых парафинов в нефтях Более того, учитывая сведения о парафинистом характере нефтей Усть-Чирынайской, Верхне-Эчинской, Верхне-Телекайской и Западно-Озерной площадей (6-28%) можно судить об однородной «парафинистой» геохимической специализации нефтей Анадырского бассейна

По характеру распространения алкановых УВ нефти подразделяются на две группы Первая группа нефтей и конденсатов, полученная из отложений майницкой свиты (Изменная площадь), а также телекайской толщи (месторождения Верхне-Телекайское, Верхне-Эчинское, Изменная площадь) характеризуются повышенным содержанием относительно низкомолекулярных УВ (С23/Сп=0,1-0,7), высокими значениями отношения Рг/РЬ (6,5 -12,5), нефти относительно высоко преобразованы Вторая группа - высокосмолистые средние, тяжелые нефти (р=0,79-0,892 г/см3, до 45,4% смолистых компонентов) - связаны в основном с отложениями собольковской и автаткульской свит Величины отношения С2з/Сц изменяются от 4 до 10, Рг/РЬ - от 3,7 до 10,2 Поскольку по хроматографическим данным четкая генетическая связь ОВ с изученными нефтями не прослеживается, можно предположить, что источником нефтей могут являться НМ породы глубоких горизонтов танюрерской свиты и ее аналога - ягельной толщи, а также, вероятно, верхнемеловых-палеоценовых отложений (рарыткинская свита)

Фракционный состав нефтей указывает на их генетическое сходство Выход бензиновых фракций варьирует от 17 до 32%, при этом не обнаруживается его четкая связь с глубиной По групповому составу бензиновой фракции нефти и конденсаты относятся к метаново-нафтеновому типу Во всех пробах собольковской и майницкой свит резко преобладают нафтеновые фракции При этом образцы, отобранные из вышележащих отложений автаткульской свиты и телекайской толщи, характеризуются практически равномерным распределением алкановых и нафтеновых фракций Изо-алканы незначительно преобладают над н-алканами Отношение н-алканы/изо-алканы изменяется от 0,68 до 0,97 Бензины бедны аренами - от 5,8 до 10,1

Нефти Верхне-Телекайского месторождения, Верхне-Эчинской и Изменной площадей практически не различаются по набору и характеру распределения индивидуальных УВ в низкокипящих фракциях Характерны высокие содержания метилциклогексана и близкие значения УВ Св-С? Вариации в коэффициентах Т] (0,6-1,36) и Т2 (0,19-0,85), и других коэффициентов зрелости по бензиновым показателям - СуС6/МсуС5, МСуС«/С7, СуСб/пСб, толуол/пСу, бензол/пСб минимальны и в целом указывают на сходную степень преобразованное™ нефтей, полученных как из неогеновых отложений, так и из отложений майницкой свиты Все это позволяет говорить об их генетическом родстве, во всяком случае, в отношении каких-то характерных компонентов исходного ОВ

Нефти Анадырского бассейна имеют характерную особенность - в них пристан резко преобладает над фитаном На Верхне-Телекайском месторождении (собольковская свита)

отношение Рг/РЬ=6-9, на Верхне-Эчинском (телекайская толща, автаткульская свита) - от 8,1 до 12,3, на Изменной площади (автаткульская, майницкая свиты) - от 7,7 до 8,2 Главным фактором, обусловившим этот феномен, является исходное терригенное угленосное органическое вещество мезозойско-кайнозойского возраста Резкое преобладание содержания Рг над РЬ, вероятно, связано со спецификой растительности, которая характерна для позднего мезозоя бассейнов Тихоокеанского пояса Кроме того, относительно высокий уровень катагенеза (МК3.4), видимо, увеличивает долю пристана и обусловливает рост величины отношения Рг/РЬ (подробнее в главе 8)

Глава 7. Корреляция состава нефтей и органического вещества материнских пород.

Большое значение для понимания условий формирования залежей нефти имеет выявление генетических связей нефтей с нефтематеринскими отложениями Установление источника и условий образования конкретных нефтей имеет принципиальное значение как критерий правильности количественных расчетов масштабов нефтеобразования

Корреляция нефтей и РОВ палеоген-неогеновых отложений Анадырского бассейна была проведена О В Щербань (1985) по Изменной площади, а также автором данной работы по Западно-Озерной, Верхне-Телекайской и Собольковской площадям с частичным использованием данных ВНИГРИ, СВКНИИ По распределению н-алканов и ряду коэффициентов (Рг/н-Сп, Р1)/н-С18, Рг/РЬ) нефти и конденсаты относительно близки к соответствующим фракциям битумоидов, экстрагированных из пород майницкой свиты, достигших градаций катагенеза МК2-МК3, и не коррелируются с соответствующими показателями ОВ неогеновых отложений Участки разреза с полным или частичным совпадением показателей РОВ и нефтей соотносятся с отложениями майницкой свиты

Одним из наиболее плодотворно разрабатываемых направлений в проблеме генетических связей "нефть - РОВ" является хемометрическая корреляция, опирающаяся на сопоставление особенностей состава одноименных фракций подвижных продуктов Для оценки источников нефтей была сделана корреляция «нефть-нефть» и «нефть-РОВ» для 17 образцов нефтей и конденсатов Верхне-Эчинского, Верхне-Телекайского месторождений и Изменной площади по бензиновым показателям Также были взяты отдельные нефти из других площадей Частично использовались данные из отчета ПГО «Сахалингеология»

В качестве предварительной операции была осуществлена корреляция типа "нефть -нефть" для нефтей внутри каждого месторождения и внутри бассейна в целом по данным индивидуального состава УВ бензиновых фракций Корреляция «нефть-РОВ» осуществлялась по составу низкокипящих УВ Сб и С7 по методике в РМфр1 (1981) Для 10 характеристических компонентов УВ Сб и С7 рассчитывается отношение его содержаний в нефти и породе (нефть/РОВ) Среднее арифметическое из всех десяти отношений представляет собой коэффициент подобия Значения указанного коэффициента от 0,80 до 1,00 свидетельствуют о тесной, а от 0,73 до 0,79 - об удовлетворительной связи сравниваемой пары Более низкие значения указывают на отсутствие генетической связи Для корреляции «нефть-РОВ» были использованы данные анализа бензиновых фракций нефтей, выполненных автором, а также данные анализа бензиновых фракций нефтей и битумоидов, выполненных сотрудниками ИГИРГИ, ВНИГРИ, СахалинНИПИнефтегаз, также были заимствованы данные отчета Агапитова ДИ (1985) Результаты этих вычислений могут быть интерпретированы следующим образом

-По величинам коэффициентов подобия, изменяющихся в нефтях и конденсатах от 0,74 до 0,79, а в большинстве образцов от 0,81 до 0,94, изученные флюиды из различных продуктивных горизонтов и скважин образуют генетически единое семейство

- источником для нефтей и конденсатов Верхне-Эчинского, Верхне-Телекайского месторождений и Изменной площади послужили верхнеэоцен-олигоценовые отложения

Выполненные корреляционные построения по установлению генетической природы нефтей в известных месторождениях показали, что максимальный вклад в промышленную нефтеносность внесли верхнеэоцен-олигоценовые и частично неогеновые отложения Принимая во внимание повышенный генерационный потенциал палеоцен-нижнеэоценового комплекса, есть все основания дая положительной оценки перспектив нефтеносности танюрерской свиты

Глава 8. Особенности формирования состава нефтей с высоким отношением пристан/фитан.

В последние годы в качестве генетических критериев в нефтях стали использоваться соотношения между отдельными реликтовыми УВ нормального и изопреноидного строения, позволяющие судить об изначальном типе OB В качестве наиболее информативного показателя обычно используется отношение пристана к фитану, так как данная величина зависит в основном от условий седиментогенеза осадков (Петров, 1984) Соотношение пристана и фитана как индикатор окислительно-восстановительных условий среды надежно работает для НМ толщ Хотя с катагенезом величина отношения Pr/Ph имеет тенденцию к увеличению в связи с добавлением дополнительного количества пристана из керогена Продуцирование дополнительного количества пристана во время катагенеза отражает внедрение фитольных продуктов в кероген на стадии диагенеза (Killops, 1993)

Нефти со значениями отношения Pr/Ph>10 встречаются крайне редко Известны они в некоторых кайнозойских бассейнах, например на Западной Камчатке (напанская свита), Северном Вьетнаме, бассейне Гипсленд, Таранаки и Купер в Австралии, в бассейне Даминтун, Китай, на Калимантане, на Аляске (формация Каннинг) По исходному OB их можно отнести к одной генетической группе, но органическое вещество их не является полностью идентичным Нефти во всех изученных регионах являются "зрелыми", в частности, по значениям метилфенантренового индекса (МР1=0,65-0,86) они сответствуют градации катагенеза MKi_2 (Powell, McKirdy, 1973) HM породы для нефтей всех перечисленных бассейнов представлены герригенными разностями с различным содержанием углистых остатков

Формирование нефтей с высоким отношением Pr/Ph, свойственным Анадырскому и другим бассейнам Тихоокеанского пояса, обусловлено рядом причин - генетическими (Blumer, 1963) и катагенетическими (Powell, McKirdy, 1973)

В настоящее время ученые сходятся во мнении, что рубеж мела и палеогена совпадает с глобальным похолоданием, которое привело к резкому понижению уровня моря в морских бассейнах Тихоокеанского пояса Большинство флор, характеризующих эту зону, приурочено к угленосным бассейнам, в которых на протяжении всего палеогена, как в акваториях, так и на суше, происходило терригенное осадконакопление с формированием угленосных толщ в прибрежных зонах и внутренних бассейнах В умеренно-теплую климатическую зону в начале палеогена входили Корякия и Камчатка, Сахалин, Анадырь, Южная Аляска В пределах этой зоны сосредоточена основная масса угольных бассейнов палеоцена Северного полушария - впадины, выполненные угленосными отложениями в низовьях р Лены на севере Сибири Кунгинская, Кенгдейская, Coro, угольные бассейны Корякин и Камчатки (бухта Угольная, бассейн р Напаны и др ), низовьев Анадыря

Эоцен был последней эпохой фанерозоя, когда на Земле еще продолжала сохраняться теплая биосфера Глобальное проявление так называемого "углеродного эпизода" на рубеже палеоцена и эоцена сопровождалось существенным потеплением климата По сравнению с палеоценовой эпохой зона умеренно-теплого влажного климата Северного полушария значительно сократилась по площади и охватывала Северную Атлантику, север Западной Сибири, захватывала часть Восточной Сибири, Корякское нагорье, Сахалин, Камчатку,

Анадырский район, южную Аляску, Северо-Восточный Китай, север Корейского п-ова, о Хоккайдо На протяжении этого периода постепенно возрастала континентализация климата

Палеогеновые отложения бассейнов данного типа характеризуются обилием ракообразных Copepoda (Calanus finmarchicus и Calanus hyperboreus), Crustacea, Euphausiacea, являющихся первичным источником пристана в зооцепи шельфовой экосистемы (Blumer, 1963) Цикл начинается с фитопланктона, абсорбирующего солнечную энергию, источник их существования. Зоопланктон, питающийся фитопланктоном, образует в пищеварительной системе побочный химический продукт - пристан Необычно высокие его концентрации - от 1 до 3% - были обнаружены в ракообразных в 60-х гг 20 столетия Исходя из больших вариаций в значениях отношения Pr/Ph в битумоидах, извлеченных из палеогеновых отложений (0,2-6,22), можно предположить существенный вклад в повышение доли пристана в OB за счет обилия специфических биопродуцентов

Катагенетические причины также, несомненно, внесли большой вклад в формирование нефтей с высоким отношением Pr/Ph Формирование повышенных концентраций пристана может происходить в угленосных толщах на заключительных стадиях ГФН (Powell, McKirdy, 1973) Обнаруживается связь между относительной "зрелостью" OB угленосных пород и алкановыми показателями в нефтях, генетически связанных с угленосными отложениями С увеличением степени "зрелости" углей до градаций МК3-МК4 увеличивается значение отношения Pr/Ph в нефти, а по мере дальнейшего катагенетического преобразования наблюдается резкое его уменьшение Максимальные значения отношения Pr/Ph наблюдаются в угленосных породах кайнозоя-мезозоя на заключительных стадиях ГФН (градации катагенеза МК3-4) Терригенные угленосные породы танюрерской, ягельной, усть-чирынайской и майницкой свит палеогенового возраста, находящиеся на большей части Анадырского бассейна в пределах градаций МК2-4, являются производящими УВ флюиды с такой спецификой

Глава 9. Перспективы нефтегазоносности Анадырского бассейна.

К нефтегазоперспективным районам Анадырского бассейна отнесены наиболее крупные зоны прогибания (Майницкий, Великореченский, Креста, Восточно-Анадырский, Центрально-Анадырский и Лагунный прогибы), обладающие достаточно мощным осадочным чехлом, в котором могут быть реализованы процессы генерации, аккумуляции и консервации углеводородных скоплений К перспективным участкам отнесены также структурно приподнятые зоны, разделяющие или окаймляющие прогибы, если в пределах этих участков могут существовать условия как минимум для аккумуляции и консервации УВ (Агапитов, 1998) Акваториальная часть бассейна относится к области ожидаемых высоких перспектив

Количественная оценка нефтегазоматеринского потенциала исследуемого объекта (свиты, очага НГО, бассейна) является первостепенной задачей при нефтепоисковых работах и проводится на различных их этапах, поскольку нефтегазоматеринский, а точнее эмиграционный потенциал, определяет начальные потенциальные ресурсы объекта

Расчет удельных величин исходного генерационного и эмиграционного УВ потенциалов НМ пород кайнозойского осадочного комплекса по сухопутной части Анадырского бассейна был произведен по формулам, предложенным Французским институтом нефти (Bull IFP № 5, 1980) В качестве основы для расчета удельных величин УВ потенциалов использованы следующие фактические данные схематическая карта катагенетической зональности Анадырского бассейна (Агапитов, 1988), усредненные величины Si, S2, T°Cmax, полученные в результате пиролиза кернового материала (данные МГУ, СахалинНИПИнефть, ВНИГРИ, ИГиРГИ), отражательная способность витринита (Ro) Были учтены также площади распространения и мощности НМ толщи, коэффициент глинистости разреза и плотность НМ пород

На основе полученных фактических данных производится расчет величины исходного генерационного (Рген исх) и эмиграционного (Рэм) УВ потенциалов конкретной НМ толщи (таблица 1) Расчеты не были выполнены для ягельной толщи вследствие практического отсутствия данных пиролиза

Крайне низкая удельная величина исходного генерационного потенциала собольковской свиты, полученная по данным пиролиза, свидетельствует об очень низком уровне потенциала отложений На основе анализа результатов пиролиза можно заключить, что в ее разрезе доминируют «свободные» УВ, то есть разрез в значительной степени насыщен аллохтонными УВ, которые сильно «затушовывают» геохимическую информацию о вмещающих породах и, следовательно, не дают точной информации об исходном УВ потенциале пород рассматриваемой толщи

Эмпирически установленные величины, характеризующие способность УВ аккумулироваться в залежи нефти и газа в оптимальных структурно-геологических условиях, составляют 1-4% от исходного генерационного УВ потенциала и 10-20% от эмиграционного УВ потенциала Ввиду того, что нефтегеологические и структурные условия в пределах рассматриваемой части Анадырской впадины представляются оптимальными с точки зрения наличия надежных флюидоупоров, выдержанных по латерали и разрезе майницкой свиты, представляется целесообразным использовать среднюю величину коэффициента сохранения (улавливания) УВ Следовательно, реальная величина возможного насыщения УВ коллекторов майницкой свиты за счет исходного генерационного потенциала составляет £Рген.исх. = 2399.8 млн.т.; £Р эм = 2086,0 млн.т.

Таблица 1

Масштабы генерации, эмиграции и аккумуляции УВ из кайнозойских отложений Анадырского бассейна______

Методика Французского Методика балансовых расчетов

Института Нефти (ВНИГРИ)

Возраст, свита Рген исх, млн тУВ Рэм млн тУВ Оак" МЛН Т <?« млрд м3

Ягельная толща - - 185,7 216,0

Майницкая свита 1055,3 915,2 472,9 343,0

Собольковская свита - - 198,7 234,3

Гагаринская свита 677,5 641,2 56,7 124,5

Автаткульская свита 55,7 39,4 111,0 121,0

Телекайская свита 611,3 490,0 8,5 32,6

Итого 2399,8 2086,0 1033,5 1071,4

Подсчет масштабов генерации и эмиграции отдельно жидких и газообразных УВ в

пределах Анадырского бассейна проводился согласно методике балансовых расчетов, разработанной во ВНИГРИ С.Г Неручевым, Е А Рогозиной, Т К Баженовой (1976, 1999)

Региональный подсчет масштабов генерации и эмиграции УВ обеспечивается геохимическим картированием концентрации ОВ и степени его зрелости Всего использовалось 767 определений Сорг, для расчета принимались преимущественно модальные содержания, в отдельных случаях - среднеарифметические Площади очагов (распространения отложений соответствующих градаций) подсчитывались по картам (Агапитов, 1988, Бурлин и др, 2006)

Общий объем эмигрировавших из Анадырского бассейна УВ составил 10,335 млрд т нефти и 10,714 трлн м3 газа По масштабам эмигрировавших УВ наиболее производительным для нефти оказался очаг палеоцен-эоценовых отложений (майницкая свита, ягельная толща) за счет более высокого качества и большого потенциала ОВ, а также НМ толщи

автаткульской и собольковской свит Условно принимаем коэффициент аккумуляции максимальным - 10%, в связи с совмещенным положением очагов генерации и зон концентрации структур-ловушек Оак"=1033 млн т. нефти и (?акг =1071 млрд. м3 газа

Невысокие значения для нефти и <3Г для УВ газов, скорее всего являются заниженными, так как учитывалась эмиграция УВ только из палеоцен-плейстоценовых отложений, не включая танюрерскую, а также рарыткинскую свиты, которые по аналогии с Наваринским бассейнам могут находиться в пределах главной зоны нефтеобразования и генерировать значительные количества как жидких, так и газообразных УВ

По схематическим картам распределения плотности эмиграции жидких и газообразных УВ максимальные плотности эмиграции с учетом мощности достигают 7,0 млн т/км2 для жидких УВ и 5,0 млрд м3/км2 для газообразных УВ в Майницком прогибе, до 5,0 млн т/км2 для жидких УВ и 4,0 млрд м3/км2 для газообразных УВ в Лагунном прогибе, средние значения достигают 3,0-3,5 млн т/км2 для жидких УВ и 3,0 млрд м^км2 для газообразных УВ на большей части изучаемого района К нефтегазоперспективным районам отнесены крупные зоны прогибания в пределах южной и центральной части Анадырского бассейна -Майницкий прогиб, Лагунный прогиб, Великореченская котловина, Проточный прогиб Можно прогнозировать наличие ещё нескольких зон

Заключение

Геохимическое изучение органического вещества и нефтей Анадырского нефтегазоносного бассейна позволило сделать следующие выводы

1 На основании оценки генерационного потенциала нефтегазоматеринских свит, определенного современными аналитическими методами, по величине исходного потенциала толщи представляют следующий ряд в порядке убывания майницкая свита, ягельная толща, гагаринская свита, телекайская толща Максимальным потенциалом обладают отложения майницкой свиты и ягельной толщи, которые способны генерировать УВ в количествах, позволяющих формировать промышленные скопления углеводородов

2 На основе определения потенциала по расчетам установлено, что бассейн по критерию генерации является как нефте-, так и газогенерирующим Преобладающий УВ потенциал бассейна - газовый, в это же время жидкие УВ также были генерированы в количествах, способных сформировать промышленные залежи Основным источником жидких УВ являлась майницкая свита, а также угленосные толщи, содержащие специфическое континентальное ОВ со значительной долей лейптинитовых компонентов

3 Нефтематеринские отложения нижнего миоцена и палеогена в значительной степени реализовали свой потенциал, что существенно повышает перспективы нефтегазоносности Анадырского бассейна По ряду нефтегеологических признаков преобладающему пелитовому составу отложений в разрезе, повышенным концентрациям ОВ и большим мощностям отложений, - породы ягельной и майницкой свит относятся к категории нефтематеринских свит с повышенным углеводородным потенциалом, в значительной степени реализованным (30-80%) Для отложений майницкой свиты (уровень катагенеза МК2-МК4) можно предполагать, что исходный потенциал ОВ пород на начало активной генерации и эмиграции углеводородных флюидов был не менее, чем в 2 раза выше

4 Нефти Анадырского нефтегазоносного бассейна подразделяются на 2 подтипа в составе одного генетического типа смешанного ОВ со значительной долей континентальной составляющей Предположительно эти подтипы имеют разные НМ источники

5 Формирование нефтей с высоким отношением пристан/фитан, свойственным Анадырскому и другим бассейнам Тихоокеанского пояса, обусловлено рядом причин

1) генетическими - наличием специфических форм биопродуцентов с повышенными содержаниями пристана в исходной биомассе,

2) катагенетическими - спецификой исходного континентального ОВ угленосных материнских толш кайнозойского возраста при относительно высоком уровне катагенеза <МКЗЦ).

6, Выполненные корреляционные построения по установлению генетической природы нефтей в известных месторождениях доказали, что максимальный вклад в промышленную нефтеносность внесли верхнеэоцен-олигоцоновые и частично неогеновые отложения. Принимая во внимание повышенный генерационный потенциал п алеоце и - н и жнеэо це нового комплекса, есть все основания для положительной оценки перспектив нефтеносности танюрерской свиты.

7. По критерию генерации к участкам с повышенными перспективами отнесены крупные зоны прогибания - Майницкий прогиб, Великореченская котловина, Проточный прогиб. Лагунный прогиб,

По 1 смс диссертации опубликованы следующие работы:

3. Характеристика углеводородного состава ОВ и нефтей Анадырского бассейна. Материалы восьмой международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов». М„ ГЕОС, 2005. С. 366-367 (соавторы: Баженова O.K., Кирюхина Т.А., Фадеева Н.П.).

2. Hydrocarbon content of organic matter and oils of the Anadyr basin. Materials of 22T,d International Meeting on Organic Geochemistry "Organic Geochemistry: challenges for the 21я century1', Seville, Spain-2006 P. 425-426 (co-authors: Bazhenova O.K.. Kirjuhina T.A., Fadeeva N.P,).

3. Различи tie типы органического вещества Анадырского бассейна, Материалы 7 Уральского регионального литологического совещания «Цитологические аспекты геологии слоистых сред». Екатериибург-2006. С. 25-27 (соавторы; Баженова O.K., Пронина Н.В., Фадеева Н.П.).

4. Hydrocarbon systems of the Anadyr basin. 68Ifl EAGE Conference and Exhibition Incorporating SPE EUROPEC - Vienna, Austria-2006 (co-authors: Bazhenova O.K., Fadeeva N.P.).

5. Геохимическая характеристика органического вещества и нефтей Анадырского бассейна. Сборник «Геологические проблемы развития углеводородной сырьевой базы Дальнего Востока и Сибири». Недра, 2006. С, 186-193 (соавторы: Баженова O.K., Промина Н.В., Фадеева Н.П.).

6. Предпосылки нефтегазоносности Анадырского бассейна по геохимическим показателям il Вестник Московского Университета, серия 4 «Геология», 2007, №3. С. 65-72.

7. Геохимические предпосылки нефтсгазоиосности Анадырского бассейна. Тезисы Между народной научной конференции студентов, аспирантов и молодых учёных "Ломоносои-2007" - Москва, 2007.

8. Oil-Gas-Bearing Capacity of Anadyr Basin. 69th EAGE Conference and Exhibition Incorporating SPE EUROPEC - London, UK, 2007 (co-authors: Bazhenova O.K., Fadeeva N.P.).

9. Geochemical preconditions of oil-gas-bearing capacity of Anadyr Basin. 23 International Meeting on Organic Geochemistry - Torquay, UK-2007 (co-authors: Bazhenova O.K., Fadeeva N.P.)

Отпечатано в отделе оперативной печати Геологического ф-та МГУ Тираж ¡СОжь. Заказ №

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Полудеткина, Елена Николаевна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. Состояние геолого-геофизической изученности

Анадырского бассейна

ГЛАВА 2. Геологическое строение Анадырского бассейна

2.1. Современная структура

2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика

2.3. Палеогеография

ГЛАВА 3. Нефтегазоносность

ГЛАВА 4. Методика геохимических исследований

ГЛАВА 5. Условия формирования и реализации потенциала органического вещества

5.1. Распределение и фациально-генетическая принадлежность ОВ

5.2. Типы органического вещества и его катагенетическая зональность

ГЛАВА 6. Геохимическая характеристика углеводородных флюидов

ГЛАВА 7. Корреляция состава нефтей и органического вещества материнских пород

ГЛАВА 8. Особенности формирования состава нефтей с высоким отношением пристан/фи ган

ГЛАВА 9. Перспективы нефтегазоносности Анадырского бассейна

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геохимические предпосылки нефтегазоносности Анадырского бассейна"

Актуальность работы

По существующим оценкам бассейны северо-востока России обладают существенными ресурсами углеводородов. В пределах Берингова моря и смежных участков суши выделяется 8 осадочных бассейнов, из которых лишь Анадырский по текущему состоянию геолого-геофизической изученности является промышленно нефтегазоносным и представляет собой один из наиболее перспективных районов для развития нефтегазопоисковых работ.

Анадырский нефтегазоносный бассейн расположен в северо-западной части Тихоокеанского региона, занимает территорию Нижнеанадырской низменности и открывается в акваторию Анадырского залива. В пределах бассейна выделены три наиболее перспективных участка: Западно-Озерный, Верхне-Телекайский и Лагунный, открыто 2 нефтяных, 1 газовое и 1 нефтегазоконденсатное месторождение. Но, несмотря на полученные серьёзные положительные результаты, вопрос о реальных перспективах Анадырского бассейна требует дополнительных исследований.

Одним из важнейших элементов прогноза нефтегазоносности является изучение условий образования углеводородов и выяснение источников их генерации. В этой связи проведение комплексных геохимических исследований, направленных на выделение нефтематеринских толщ, оценку нефтематеринского потенциала отложений, а также выяснение генетической природы нефтей, является особенно актуальным.

Цель и задачи исследования

Основной целью представленной работы являлась оценка генерационного и эмиграционного углеводородных потенциалов осадочного разреза Анадырского бассейна, являющихся важнейшими показателями при оценке перспектив нефтегазоносности.

В задачи работы входило:

1. Установление характера распределения основных геохимических параметров по разрезу бассейна и выделение нефтематеринских толщ;

2. Оценка нефтематеринского потенциала отложений и установление степени его реализации;

3. Оценка перспектив нефтегазоносности бассейна по критерию генерации;

4. Выяснение генетической природы нефтей с высоким соотношением пристан/фитан.

Научная новизна и практическая значимость

В данной работе на новейшем аналитическом уровне определены генетические и катагенетические параметры нефтематеринских (НМ) толщ, сделана попытка выяснения генетической природы нефтей. На обширном аналитическом материале показано, что генерация жидких углеводородов (УВ) имела место в прошлом, а возможно, и продолжается в настоящее время. Масштабы этой генерации достаточны для образования промышленных залежей. При этом газовая составляющая неизменно превалирует над жидкой на территории бассейна. На базе данных по основным геохимическим характеристикам произведён подсчёт прогнозных ресурсов углеводородов на основе расчётных параметров генерационного и эмиграционного углеводородных потенциалов. Установлены районы с повышенными перспективами по критерию генерации.

В работе защищаются следующие положения:

1. Установлено, что по величине исходного генерационного потенциала осадочные толщи Анадырского бассейна представляют следующий ряд в порядке убывания: майницкая свита, ягельная толща, гагаринская свита, телекайская толща. Максимальным потенциалом обладают отложения майницкой свиты и ягельной толщи, которые генерировали УВ в количествах, позволяющих сформировать промышленные скопления углеводородов.

2. Установлено, что бассейн является в равной степени как нефте-, так и газогенерирующим. На современном этапе бассейн преимущественно газоконденсатный и газовый вследствие нахождения основных нефтематеринских толщ в главной зоне газообразования.

3. Формирование нефтей с высоким отношением пристан/фитан, свойственным Анадырскому и другим бассейнам Тихоокеанского пояса, обусловлено рядом причин -генетическими (наличие специфических форм биопродуцентов) и катагенетическими (образование в угленосных толщах на заключительных этапах ГФН).

4. По критерию генерации к участкам с повышенными перспективами отнесены крупные зоны прогибания - Майницкий прогиб, Великореченская котловина, Проточный прогиб, Лагунный прогиб.

Фактический материал и методологическая основа работы. Работа выполнена на базе материалов геологических и геохимических исследований, проведенных в пределах Анадырского бассейна советскими, а в последующем российскими организациями. Использованы производственные и научно-тематические отчеты чукотских геологических предприятий, работавших на рассматриваемой территории в 60-90 гг., находящиеся в официальных фондах российских государственных организаций. Помимо этого, приняты во внимание некоторые научные обобщения и выводы, приведенные в опубликованных научно-технических работах (статьях, монографиях и т.д.) российских и зарубежных геологов. Часть данных заимствована из открытых публикаций, а также из научных отчетов МГУ им. М.В.Ломоносова (2004-2006), ВНИГРИ (2002-2003). Также значительная часть данных была получена автором и коллегами на базе лаборатории органической геохимии кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ им. М.ВЛомоносова. Кроме того, использован каменный материал, любезно предоставленный сотрудниками ВНИГРИ. Были выполнены определения Сорг (90 обр.), пиролиз по методу Rock Eval (65 обр.), химико-битуминологический анализ (горячая и холодная экстракция 83 обр.), определение группового состава битумоидов (83 обр.) и нефтей (14 обр.), хроматогафический анализ битумоидов (83 обр.) и нефтей (14 обр.), хроматомасс-спектрометрия (17 обр.), анализ бензиновых фракций нефти методом газожидкостной хроматографии (12 обр.), ядерный магнитный резонанс метаново-нафтеновой части нефтей и битумоидов (8 обр.), выделение концентратов НОВ (15 обр.), анализ элементного состава битумоидов (135 обр.) и керогена (15 обр.). Анализы выполнены в лабораториях кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, в лабораториях ВНИГНИ, Москва, геологической службы Дании GEUS, и института нефтехимического синтеза ИНХС им. А.В.Топчиева РАН, Москва.

Публикации и апробация работы. Основные положения диссертации изложены в 2 статьях и 7 тезисах, доложены на конференциях Ломоносов-2006, Ломоносов-2007, 68th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC Vienna-2006, 69th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC London-2007, Международной научно-практической Конференции "Геологические проблемы развития углеводородной сырьевой базы Дальнего Востока и Сибири", Санкт-Петербург-2006, 23rd International Meeting on Organic Geochemistry - Torquay-2007, а также докладывались на заседаниях кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых и аспирантских семинарах.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, 9 глав и заключения, изложенных на 149 страницах, иллюстрирована 45 рисунками, содержит 17 таблиц. Список использованной литературы включает 145 наименований. Диссертация выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Полудеткина, Елена Николаевна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Геохимическое изучение органического вещества и нефтей Анадырского нефтегазоносного бассейна позволило сделать следующие выводы:

1. На основании оценки генерационного потенциала нефтегазоматеринских свит, определенного современными аналитическими методами, по величине исходного потенциала толщи представляют следующий ряд в порядке убывания: майницкая свита, ягельная толща, собольковская свита, гагаринская свита, телекайская толща. Максимальным потенциалом обладают отложения майницкой свиты и ягельной толщи, которые способны генерировать УВ в количествах, позволяющих формировать промышленные скопления углеводородов.

2. На основе определения потенциала по расчетам установлено, что бассейн по критерию генерации является как нефте-, так и газогенерирующим. Преобладающий УВ потенциал бассейна - газовый, в это же время жидкие УВ также были генерированы в количествах, способных сформировать промышленные залежи. Основным источником жидких УВ являлась майницкая свита, а также угленосные толщи, содержащие специфическое континентальное ОВ, со значительной долей лейптинитовых компонентов.

3. Нефтематеринские отложения нижнего миоцена и палеогена в значительной степени реализовали свой потенциал, что существенно повышает перспективы нефтегазоносноети Анадырского бассейна. По ряду нефтегеологических признаков: преобладающему пелитовому составу отложений в разрезе, повышенным концентрациям ОВ и большим мощностям отложений, - породы ягельной и майницкой свит относятся к категории нефтематеринских свит с повышенным для бассейна углеводородным потенциалом, в значительной степени реализованным (3080%). Для отложений майницкой свиты (уровень катагенеза МК2-МК4) можно предполагать, что исходный потенциал ОВ пород на начало активной генерации и эмиграции углеводородных флюидов был не менее, чем в 2 раза выше.

4. Нефти Анадырского нефтегазоносного бассейна подразделяются на 2 подтипа в составе одного генетического типа смешанного ОВ со значительной долей континентальной составляющей. Предположительно эти подтипы имеют разные НМ источники.

5. Формирование нефтей с высоким отношением пристан/фитан, свойственным Анадырскому и другим бассейнам Тихоокеанского пояса, обусловлено рядом причин:

1) генетическими - наличием специфических форм биопродуцентов с повышенными содержаниями пристана в исходной массе;

2) катагенетическими - спецификой исходного континентального ОВ угленосных материнских толщ кайнозойского возраста при относительно высоком уровне катагенеза (МК34).

6. Выполненные корреляционные построения по установлению генетической природы нефтей в известных месторождениях доказали, что максимальный вклад в промышленную нефтеносность внесли верхнеэоцен-олигоцоновые и частично неогеновые отложения. Принимая во внимание повышенный генерационный потенциал палеоцен-нижнеэоценового комплекса, есть все основания для положительной оценки перспектив нефтеносности танюрерской свиты.

7. По критерию генерации участками с повышенными перспективами отнесены крупные зоны прогибания - Майницкий прогиб, Великореченская котловина, Проточный прогиб, Лагунный прогиб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Полудеткина, Елена Николаевна, Москва

1. Агапитов Д.Д. Нефтегазовый потенциал Чукотки и прилегающего шельфа. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2001, N 3. С. 20-28.

2. Агапитов Д.Д. Бурлин Ю.К. Приоритетные направления нефтегазопоисковых работ в Анадырском нефтегазоносном бассейне. Изв. высш. учебн. завед. Геология и разведка. 2001. N6. С. 98-104.

3. Агапитов Д.Д. Бурлин Ю.К. Новый нефтегазоносный район на Северо-Востоке России. Вестник Моск. Ун-та, сер. геол. 2002. N 4. С. 20-25.

4. Агапитов Д.Д. Геологическое строение и нефтегазоносность Анадырского бассейна. Дисс. канд. г.-м. наук, Москва, 2004. 168 стр.

5. Агапитов Д.И., Иванов В.В. Условия генерации и аккумуляции углеводородов в Анадырском бассейне. В кн.: Условия образования нефти и газа в осадочных бассейнах. М.: Наука. 1977. С.128-133

6. Агапитов Д.И. и др. Новые данные о перспективах нефтегазоносности Северо-Востока СССР. Геол. Нефти и газа. 1983. С. 1-6.

7. Агапитов Д.И., Борматова Е.И., Щербань О.В. Оценка перспектив нефтегазоносности палеогеновых отложений Анадырской впадины на основе литологического и структурного анализа. Пос. Шахтерский Магаданской обл., 1988.

8. Агапитов Д.И. Стратиграфия палеогеновых и неогеновых отложений Анадырской впадины (по состоянию изученности на 01.01.1989г.). Чукотская НГРЭ, 1989.

9. Агапитов Д.И. Новые данные о стратиграфии палеогеновых и неогеновых отложений Анадырской впадины //Геология и стратиграфия кайнозойских отложений Северо-Западной Пацифики. Владивосток, ДВО АН СССР. - 1991 .-С. 70-95.

10. Агапитов Д.И. Бурлин Ю.К., Иванов В.Ф. Образование залежей нефти и газа Верхне-Телекайского месторождения. Геол. нефти и газа. 1992. N 1. С. 14-18.

11. Агапитов Д.И., Митрофанова Л.И. Стратиграфия неогеновых отложений Хатырской впадины (Чукотка) // Тихооканская геология.- Т. 18.- № 2.- 1999.- С. 123-134.

12. Алексеев М.Н. Бурлин Ю.К. Свистунов Е.П. и др. Геология шельфа России и проблема связанных с шельфом полезных ископаемых. Проект А 0070 ФЦП «Интеграция». М. ГЕОС. 1999. С. 81-101.

13. Архипов В.Е. Брызгалова Г.С. Иванов М.К. Геологические предпосылки нефтегазоносности Анадырского и Наваринского бассейнов. Советская геология. 1981. N 1.С. 9-18.

14. Ахметьев М.А. Фитостратиграфия континентальных отложений палеогена и миоцена Внетропической Азии. М.: Наука, 1993.142 с.

15. Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа. Изд-во Московского университета, 2000. 381 с.

16. Баженова Т.К., Гембицкая JI.A. Закономерности генерации углеводородов различными типами ОВ (на основе расчетного моделирования) // Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ.-СПб.- 2000.- С. 23-28.

17. Баранова Ю.П., Бискэ С.Ф. Палеоклиматы палеогена и неогена Северо-Восточной Азии // Континентальные третичные толщи северо-востока Азии. Новосибирск: Наука, 1979, с. 186-204.

18. Бискэ С.Ф., Кулькова А.И. О выделении неогена в континентальной формации крайнего Северо-Востока Азии // Геология и геофизика.- 1969.- Вып. 8.- С. 137-142.

19. Бискэ С.Ф. Корреляция палеогеновых и неогеновых континентальных отложений Аляски и Северо-Востока Азии по палеоботаническим данным // Геология и геофизика.-1971,- Вып. 8,-С.29-34.

20. Бискэ С.Ф. Палеоген и неоген Крайнего Северо-Востока СССР.- Новосибирск: Наука, 1975.- 268 с.

21. Богородская Л.И., Конторович А.Э., Ларичев А.И. Кероген. Методы изучения, геохимическая интерпретация. Новосибирск, изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2005. 253 стр.

22. Болотникова М.Д. Спорово-пыльцевые комплексы третичных отложений западного побережья Японского моря.- М.: Наука, 1979.- 195 с.

23. Брод И.О. и др. Известные и возможные нефтегазоносные басейны Дальнего Востока, Северо-Востока СССР и сопредельных территорий Якутии и Аляски. В сб. «Проблемы Сибирской нефти», Новосибирск, изд. СО АН СССР, 1963.

24. Брод И.О. Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. Гостоптехиздат. М. 1957. 480 С.

25. Бурлин Ю.К. Донцов В.В. Иванов В.В. Костылев Е.Н. Перспективы нефтегазоносности северо-восточной окраины СССР. Тематич. Научн.-техн. Обзор, сер. Нефтегаз. геол. и геофиз. Изд. ВНИИОЭНГ. 1967.

26. Буданцев Л.Ю. История арктической флоры эпохи раннего кайнофита. Л.: Наука, 1983. 156 с.

27. Бурлин Ю.К. Нефтегазообразование в геосинклинальных осадочных формациях Тихоокеанского пояса. М. Изд-во Моск. Ун-та. 1981. 200 С.

28. Бурлин Ю.К. Иванов В.Ф. Условия образования нефтегазоносных толщ в западной части Берингова моря (Анадырский и Наваринский бассейны). Литология и полезные ископаемые. 1995. N 3. С. 284-294.

29. Бурлин Ю.К., Агапитов Д.Д. Приоритетные направления нефтегазопоисковых работ в Анадырском нефтегазоносном бассейне// Геология и разведка.- 2001.- № 6.- С. 98104.

30. Бурлин Ю.К. Свистунов Е.П. Перспективы нефтегазоносности Берингова моря. В кн. Геология и полезные ископаемые шельфов России. М. ГЕОС. 2002. С. 101-106.

31. Бурлин Ю.К. и др. «Анализ геолого-геофизической информации по строению Анадырского бассейна (Анадырский залив и примыкающая суша) с целью выявления перспективных участков и горизонтов». М., МГУ, 2006.

32. Бурлин Ю.К. Возможность обнаружения скоплений нефти и газа в Анадырском бассейне. В кн. «Вопросы геологии и нефтегазоносности востока СССР». Под редакцией Бурлина Ю.К., Архипова А.Я., Баженовой O.K. Изд-во Московского университета, 1975, стр. 28-32.

33. Бурлин Ю.К., Агапитов Д.И., Драбкин И.Е. Будет ли нефть на Чукотке? Природа, 1970, № 8,с.21-24.

34. Васильев В.Г., Драбкин И.Е., Титов В.А. Новые данные, характеризующие перспективы нефтегазоносности северо-восточных районов СССР. Новости нефтяной техники, серия геология, 1959, №12.

35. Васильев В.Г. Перспективы нефтегазоносности континентальной части Дальнего Востока и Северо-Востока СССР. Геология нефти и газа, 1961, №10.

36. Волобуева В.И., Красный JI.JI. Маастрихтско-неогеновые отложения востока Корякского нагорья.- М.: Наука, 1979.- 83 с.

37. Геология СССР. Том XXX. Северо-Восток СССР. Т. 1. М. Недра.

38. Гладенков Ю. Б., Шанцер А. Е. Стратиграфия и корреляция геологических событий неогена Камчатки. Кайнозой Дальнего Востока. Владивосток.- 1989.- С.168-175.

39. Глебовская Е.А. Применение инфракрасной спектроскопии в нефтяной геохимии. Д., 1971.

40. Голицын В.М. Петрология органических веществ в геологии горючих ископаемых.- М.: Наука, 1987.- 332 с.

41. Головнева Л. Б. Маастрихтские и датские флоры Корякского нагорья. СПб.: Наука, 1994. 148 с.

42. Гусева А.Н., Лейфман И.Е., Вассоевич Н.Б. Биогеохимия нефти. Москва, 1976.

43. Гусева А.Н., Соболева Е.В. Практикум по геохимии горючих ископаемых. Москва, 1989.

44. Гюнтер X. Введение в курс спектроскопии ЯМР: Пер. с англ. М.: Мир, 1984. - 478с.

45. Забродина М.Н., Арефьев О.А., Макушина В.М., Петров А.А. Химические типы нефтей и превращение нефтей в природе. Нефтехимия, т. XYIII, №2, 1978, СС.280-290.

46. Иванов В.В. Осадочные бассейны Северо-Восточной Азии.-М.: Наука, 1985.- 208 с.

47. Иванов В.В., Гревцев А.В., Щербань О.В. Седикахиты осадочных бассейнов Северо-Восточной Азии.- М.: Наука, 1988.- 168 с.

48. История и нефтегеологические исследования ВНИГРИ (1929-1999). Под ред.: Багдасарян Jl.JL, Белонин М.Д., Дертев А.К. и др. Санкт-Петербург, 1999. 343с.

49. Кабанова Г.Х., Филимонова Л.А. Палинологическая характеристика палеоген-неогеновых отложений Нижнеанадырской впадины. Геология и геофизика, 1978, №11, сс.76-81.

50. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа. Изд-во «Недра», Москва, 1969, сс.80104.

51. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Изменения параметров рассеянного органического вещества в катагенезе. В кн.: Накопление и преобразование органического вещества современных и ископаемых осадков. М.: Наука. 1978. С.181-192.

52. Костылев Е.Н. Бурлин Ю.К. Иванов В.В. Анадырский возможный нефтегазоносный бассейн. Нефтегазовая геология и геофизика. N 10. 1964.

53. Крымсалова В. Т. О палеонтологической характеристике и стратиграфии палеогена и неогена Анадырской впадины. // Геология и геофизика.- № 6.- Новосибирск, 1978.- С. 122-126.

54. Крымсалова В. Т. Сравнительный анализ комплексов фораминифер палеогена и неогена севера Тихоокеанской области. // Геология и геофизика.- № 3.- Новосибирск, 1979.- С. 105-113.

55. Крымсалова В. Т. О палеонтологической характеристике и стратиграфии палеогена и неогена Анадырской впадины. // Геология и геофизика.- № 6.- Новосибирск, 1978.- С. 122-126.

56. Крымсалова В. Т. Сравнительный анализ комплексов фораминифер палеогена и неогена севера Тихоокеанской области. // Геология и геофизика.- № 3.- Новосибирск, 1979.- С. 105-113.

57. Крымсалова В. Т. Кайнозойские фораминиферы Анадырско-Хатырской впадин. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата г.-м. наук.-Новосибирск.- 1980.- 24 с.

58. Леонов Ю.Г., Ахметьев М.А., Гаврилов Ю.О., Карякин Ю.В., Семихатов М.А., Хуторский М.Д. Климат в эпохи крупных биосферных перестроек. М.: Наука, 2004. 299с.

59. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. М. Наука, 1987.

60. Методы-спутники в газовой хроматографии. Под ред. Березкина В.Г. Изд-во «Мир». Москва, 1972. 398 с.

61. Методическое руководство по люминесцентно-битуминологическим и спектральным методам исследования органического вещества пород и нефтей. Авт: Т.А.Ботнева, А.А.Ильина, Я.А.Терской и др. М.: Недра. 1979. .204 С.

62. Неручев С.Г., Рогозина Е.А. Балансовые методы моделирования нефте- и газообразования // Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов (Труды Первой Международной Конференции).- СПб.: ВНИГРИ, 1998.- С. 1727.

63. Неручев С.Г., Баженова Т.К., Смирнов С.В. и др. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации, миграции и аккумуляции. СПб.: ВНИГРИ, Недра, 2006. 261 с.

64. Нефтегазоносные бассейны Дальнего Востока СССР. Под ред. Акад. А.А. Трофимука. М. Недра, 1971, сс. 122-131.

65. Нефтегазоносность осадочных бассейнов северо-западной части Тихоокеанского пояса.// Под ред. Бурлина Ю.К., изд.МГУ 1991. 112 с.

66. Осадочные бассейны Дальнего востока СССР и перспективы их нефтегазоносности. Отв. Ред. Воронков Ю.С. ВНИГРИ, 1987, сс. 137-145.

67. Отчет о результатах геологоразведочных работ Чукотской нефтегазоразведочной экспедиции за 1987 г. Министерство геологии СССР, производственное геологическое объединение «Сахалингеология», Чукотская нефтегазоразведочная экспедиция, п.Шахтерский, 1988 г.

68. Парпарова Г.М. Изучение рассеянного органического вещества петрографическими методами. Труды ВНИГРИ, выпуск 220, геологический сборник № 8.

69. Петров А.А. Углеводороды нефти. Москва, 1984.

70. Петров А.А., Арефьев О.А., 1990. Биомаркеры и геохимические процессы формирования нефтей. Геохимия, № 5 , стр.704-712.

71. Преображенская Т. В. Фораминиферы и стратиграфия палеогеновых и неогеновых отложений Нижне-Анадырской впадины. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. г.-м. наук. Свердловск.- 1978.- 18 с.

72. Рогозина Е.А. Газообразование при катагенезе органического вещества осадочных пород.-Л.: Недра, 1983.- 163 с.

73. Руководство по анализу битумов и рассеянного органического вещества горных пород. Под ред. Успенского В.А., Родионовой К.Ф. М., 1966.

74. Свистунов Е.П. и др. Основные типы и усдовия формирования коллекторов нефти и газа в кайнозойских отложениях Востока СССР. МГУ. 1989.

75. Свистунов Е.П. и др. Сравнительный анализ строения нефтегазоносных бассейнов Северо-Западного Тихоокеанского переходного пояса и их перспектив нефтегазоносности. МГУ. 1991.

76. Соболева Е.В., Гусева А.Н. Практикум по химии горючих ископаемых. Изд-во Московский университет, 2004. 93 стр.

77. Современное состояние исследований органического вещества осадочных пород. Под ред. К.Ф.Родионовой, Министерство геологии СССР, ВНИГНИ, труды, выпуск LXVIII, издательство «Недра», Москва, 1969.

78. Тиссо Б., Вельте Д., 1981. Образование и распространение нефти. Москва, Мир, 501 с.

79. Успенский В.А., Радченко О.А., Горская А.И., Шишкова А.П. Методы битуминологических исследований. Задачи исследований и пути их разработки. Л.:Недра, 1975.319 с.

80. Флоровская В.Н. Люмииесцентно-битуминологический метод в нефтяной геологии. М., Изд-во МГУ, 1957.

81. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. М., 1982.

82. Черников К.А. Словарь по геологии нефти и газа, 1988, 683 с.

83. Чахмахчев В.А., Крылова Т.А., Виноградова Т.Л. Геохимические критерии оценки условий формирования газоконденсатных залежей // Геология нефти и газа. 1978. №2. С. 30-38.

84. Чахмахчев В.А. , Виноградова Т.Л., Бабенышев А.П. Влияние геохимических изменений нефтей на состав легких углеводородов. Геология нефти и газа, 1978, № 5 , с. 44-51.

85. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М.: Недра, 1983.

86. Эрнст Р., Боденхаузен Дж., Вокаун А. ЯМР в одном и двух измерениях: Пер. с англ. под ред. К. М. Салихова, М.: Мир 1990.

87. Avigan J., Blumer М. On the origin of pristine in marine organisms. In: Journal of lipid research, volume 9,1968. pp.350-352.

88. Blumer, М., Mullin, M. M. &Thomas, D. W., 1963. Pristane in zooplankton. Science 140,974.

89. В loch F., Hansen W.W., Packard M. NUCLEAR INDUCTION, Phys Rev 69 (3-4): 127-127 1946).

90. Bulletin of French petroleum Institute. № 5, 1980/

91. Clarke J. Sibneflt Begins Offshore Seismic Work in Chukotka's Anadyr Bay. Seas of the Russian Arctic, part IX, Chukchi Sea, Beaufort-Chukot (Chukchi) and East Siberian continental margin platforms. Internet Geology News Letter No. 216, October 25,2003

92. Connan, J. and Cassou, A.M., 1980. Properties of gases and probleum liquids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels. Geochimica et Cosmochimica Acta 44, 123.

93. Corner E.D.S. The fate of fossil fuel hydrocarbons in marine animals. In: Proceedings of the royal society of London. Series B, Biological Sciences, volume 189, issue 1096, pp. 391-411.

94. Cripps G.C., Priddle J., 1991. Review Hydrocarbons in the Antarctic marine environment. Antarctic Science 3 (3): pp. 233-250.

95. Cripps G.C., 1990. Hydrocarbons in the seawater and pelagic organisms of the Southern Ocean. Polar Biology, 10, pp. 393-402.

96. Durand B. Kerogen. Insoluble organic matter from sedimentary rocks. Editions technip -Paris, 1980. pp.519.

97. Eglinton G., Murphy M.T.J. Organic geochemistry. Methods and results. Springer-verlag Berlin, 1969.

98. Engler A. Versuch einer Entwicklungsgeschichte der Pflanzenwelt seit der Tertiarperiode Leipzig: Engelmann, 1879. 202 p.

99. Espitalie J. Rock-Eval pyrolysis.// Applied petroleum biochemistry (edited by Bordenave M.L.). Paris, 1993. pp. 237-261.

100. Espitalie J., Deroo G., Marquis F., 1986. La pyrolyse Rock-Eval et ses applications. Revue de Tlnstitut Francais du petrole, vol. 41, №1.

101. Gardner J.S. A monograph of the British Eocene flora. L., 1879. 86 p. Engler A. Versuch einer Entwicklungsgeschichte der Pflanzenwelt seit der Tertiarperiode Leipzig: Engelmann, 1879. 202p.

102. Huang В., Xiao X., Li X., 2003. Geochemistry and origins of natural gases in the Yinggehai and Qiongdongnan basins, offshore South China Sea. Organic Geochemistry 34, pp. 1009-1025.

103. Huang W.X. and Meinschein W.G.,1979. Sterols as source indicator of organic materials in sediments. Geochim. Cosmochim. Acta. Vol. 40, p. 739-745.

104. Killops, S. D. and Killops, V. J. (1993) An Introduction to Organic Geochemistry p. 265. Longman Scientific & Technical, John Wiley & Sons, Inc., New York

105. Mango, F.D. Pre-steady kinetics at the onset of petroleum generation. In: Organic geochemistry in petroleum exploration. Edts: B.Durand, F.Behar. Pergamon press, 1989.

106. Marlow M., Cooper A.K., Childs J.R. Tectonic evolution of Anadyr bay and formation of Anadyr and Navarin basins. AAPG #4, 1983, pp.646-665.

107. Moldovan J.M., Seifert W.K. and Gallegos E.J., 1985. Relationship between petroleum composition and depositional environment of petroleum source rocks. AAPG Bull., Vol. 69, p. 1255-1268.

108. Nachman J., 1985. Unusual predominance of even carbon hydrocarbons in an Antarctic food chain. Lipids, 20, pp.629-633.

109. Oda H. Cretaceous and Paleogene coals in Japan as source rocks of natural gas and petroleum. Book of abstracts of the Communications presented to 22nd International Meeting on Organic Geochemistry, Seville Spain, 2005. pp. 565-567.

110. Peters K.E., Snedden J.W., Sulaeman A. et.al. A new geochemical-sequence stratigraphic model for the Mahakam delta and Makassar slope, Kalimantan, Indonesia. AAPG Bulletin, v.84, No.l, 2000. p. 12-44.

111. Peters K.E., Cassa M.R. Applied source rock geochemistry. AAPG Memoir 60, Eds. Magoon I.B., Dow W.G., 1994. pp.93-117.

112. Peters K.E., Moldovan J.M., 1993. The biomarker guide. Interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey 07632.

113. Philippi G.T. Correlation of crude oil source formation using high-resolution GLC C6-C7 component analysis. Geochim.et Cosmochim. Acta., 1981, vol. 45, №9, pp.1495-1513.

114. Plait H.M., Mackiep R., 1980. Distribution of aliphatic and aromatic hydrocarbons in Antarctic fauna and environment. Helgoliinder Meeresuntersuchungen, 33, pp. 236-245.

115. Powell H.J. Dinoflagellate cysts of the Tertiary System // A stratigraphic index of dinoflagallate cysts.- London. 1992.- P. 155-252.

116. Powell, T. G., and McKirdy, D.M. 1973. The effect of source material, rock type and diagenesis on the n-alkane content of sediments. Geochimica Cosmochimica Acta. 37:523-633.

117. Powell T.G., Borenham С.J., Smyth M., Russel N., Cook A.C., 1991. Petroleum source rock assessment in non-morine sequences: pyrolysis of Australian coals and carbonaceous shales. Org.geochem.,vol.l7, N 3,pp.375-394.

118. Purcell E.M., Torrey H.C., Pound R.V. Resonance absorption by nuclear magnetic moments in a solid. Phys. Rev. 69 (1-2): 37-38,1946.

119. Shanmugam, G., 1985. Significance of coniferous rain forests and related organic matter in generating commercial quantities of oil, Gippsland Basin, Australian. AAPG Bulletin 69, 1241-1254.

120. Snowdon L.R., Stasiuk L.D., Robinson R., Dixon J., Dietrich J., McNeil D.H., 2004. Organic geochemistry and organic petrology of a potential source rock of early Eocene age in the Beaufort-Mackenzie Basin. Org. Geochem., 35, pp. 1039-1052.

121. The Biomarker Catalogue Expert. Trondheim, 1997.

122. Tompson K.F.M. Light hydrocarbons in subsurface sediments. Geochim.et Cosmochim. Acta., 1975, vol. 43, №5, pp.657-672.

123. Tuner R.F., Martin G.C., Flett Т.О. Geological report for the Navarin basin planning area, Bering Sea, Alaska// U.S. Minerals Management Service.- OCS Report MMS 85-0045.1985.- 156p.

124. Welte D.H. (Eds.), 1997. Petroleum and basin evolution.

125. Worall D.M. Tectonic history of Bering Sea and evolution of the Bering Shelf // Geol. Soc. Am. Spec. Paper.-1991.- Vol.257.-120 p.

126. Undiscovered Oil and Gas Resources, Alaska Federal Offshore. U.S. Department of the Interior Minerals Management Service Alaska OCS Region. OCS Monograph MMS 98-0054 Anchorage, Alaska, edited by Kirk W. Sherwood, 381 p.

127. Vandenbroucke M., Largeau C., 2007. Kerogen origin, evolution and structure. Organic Geochemistry 38, pp. 719-833.