Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских (юра, триас) и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна

Фомин, Александр Николаевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских (юра, триас) и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна
ВАК РФ 25.00.09, Геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских (юра, триас) и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна"

На правах рукописи

ФОМИН АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ

КАТАГЕНЕЗ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МЕЗОЗОЙСКИХ (ЮРА, ТРИАС) И ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО МЕГАБАССЕЙНА

25.00.09 - геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минерапогических наук

НОВОСИБИРСК 2005

Работа выполнена в Институте геологии нефти и газа Сибирского отделения Российской Академии наук

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

член-корр. РАН Каширцев Владимир Аркадьевич

доктор геолого-минералогических наук Лопатин Николай Викторович

доктор геолого-минералогических наук Курчиков Аркадий Романович

Ведущая организация: Всероссийский нефтяной научно-

исследовательский геологоразведочный институт Министерства природных ресурсов Российской Федерации (ВНИГРИ, г. Санкт-Петербург)

Зашита состоится 24 мая 2005 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 003.050.03 при Объединенном институте геологии, геофизики и минералогии им. А.А.Трофимука СО РАН, в конференц-зале.

Адрес: проспект Ак. Коптюга, 3, г. Новосибирск, 630090

Факс: (3832) 33-27-92

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ОИГГиМ СО РАН.

Автореферат разослан «/ / » апреля 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геол.-мин. наук

[г^Щс Г^ В.И. Москвин

6ДЧЪ

£4392)50

ВВЕДЕНИЕ

Диссертационная работа является результатом 30-летних исследований автором проблемы связи катагенеза (зрелости) органического вещества (ОВ) в осадочных толщах и их нефтегазоносности на примере уникального Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Главным объектом исследований является рассеянное ОВ юрских, триасовых и палеозойских отложений на предмет установления уровня его зрелости.

Актуальность работы. Сравнительно хорошая изученность меловых резервуаров в мезозойско-кайнозойском осадочном чехле ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции делает весьма актуальной проблему поисков залежей углеводородов в глубокозалегающих толщах юры, триаса и палеозоя. Однако оценки нефтегазоносности этих комплексов весьма противоречивы и являются предметом острых дискуссий уже в течение нескольких десятилетий (с конца 60-х годов XX века).

Высокая нефтегазоносность верхнеюрских отложений особых споров не вызывает. О перспективах нефтегазоносности нижней и средней юры существуют различные точки зрения. Одни исследователи утверждают, что нижне- и среднеюрские толщи содержат значительные ресурсы как нефти, так и газа. Другие считают, что в северных районах эти отложения находятся на больших глубинах, претерпели существенный катагенез и поэтому мало благоприятны для сохранения нефтяных залежей. В них возможно нахождение лишь скоплений газа. Перспективы их нефтеносности могут быть связаны преимущественно с южной половиной региона. Осадочные отложения триаса вскрыты единичными скважинами, и поэтому оценка их нефтегазоносности базируется в основном на общегеологических критериях.

О промышленной нефтегазоносности палеозойских толщ споры продолжаются уже многие годы. Еще в 30-е годы XX столетия многие исследователи (М.К.Коровин, Н.А.Кудрявцев, Д.Л.Степанов, Н.П.Туаев, М.М.Чарыгин и др.) при оценке перспектив нефтегазоносности ЗападноСибирского мегабассейна отдавали предпочтение палеозойским толщам, поскольку по обрамлению в них были обнаружены признаки нефтеносности. После открытия в мезозойских отложениях крупных месторождений нефти и газа осадочные комплексы палеозоя рассматривались лишь в качестве дополнительного резерва прироста запасов УВ (Ф.Г.Гурари, В.П.Казаринов, В.Д.Наливкин, И.И.Нестеров, Л.И.Ровнин, Н.Н.Ростовцев и др.).

С середины 60-х годов XX века идею поисков углеводородов в палеозое Западной Сибири как самостоятельном этаже нефтегазоносности энергично развивал А.А.Трофимук. Его поддержали В.С.Вышемирский, Н.П.Запивалов, В.А.Каштанов, Н.П.Кирда, З.Я.Сердюк и др. В частности, они утверждали, что залежи нефти и газа в палеозое пока не обнаружены из-

за ошибочной методики их поисков, проводившихся попутно с объектами в мезозойских отложениях. Другая группа исследователей (В.С.Бочкарев, Ф.Г.Гурари, О.Г.Жеро, А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Л.В.Смирнов, В.С.Сурков, А.Н.Фомин, А.С.Фомичев и др.) более осторожно оценивала и оценивает возможность нахождения крупных сингенетичных залежей в этих толщах. Хотя за последние 30-40 лет в палеозойском комплексе открыто значительное количество залежей УВ, однако природа большинства из них является предметом дискуссий, так как в подавляющей массе они приурочены к зоне контакта палеозойских и мезозойских отложений. Очень важно выяснить, могли ли в палеозое при интенсивной складчатости и высоком катагенезе сохраниться сингенетичные скопления нефти и газа.

От решения проблемы оценки перспектив нефтегазоносности глубоко погруженных комплексов юры, триаса и палеозоя во многом зависит выбор направлений геолого-разведочных работ, выработка стратегии лицензирования недр, формирование долгосрочной стратегии развития нефтегазового комплекса Западной Сибири. Исследование катагенеза органического вещества в этих комплексах является необходимым, в значительной мере определяющим компонентом оценки перспектив их нефтегазоносности. Этим определяется актуальность выполненной работы.

Цель и задачи исследования. Комплексом углепетрографических и физико-химических методов определить уровень зрелости ОВ в юрских, триасовых и палеозойских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна. Установить влияние катагенеза на нефтегазоносность этих комплексов и дать прогноз их нефтегазоносности по уровню зрелости ОВ.

Для достижения этой цели автор должен был последовательно решать следующие задачи:

• на представительной коллекции образцов выработать рациональную методику диагностики уровня зрелости ОВ;

• установить глубинную зональность катагенеза в мезозойских и палеозойских отложениях, уточнить интервалы главных зон нефте- и газообразования;

• построить карты катагенеза органического вещества в основных нефтегазопроизводящих толщах Западно-Сибирского мегабассейна;

• установить связь нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна с уровнем зрелости ОВ;

• выполнить прогноз нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений по условиям катагенеза органического вещества.

,11.* 4.2,, в £ |

A.Э.Конторович, Н.ВЛопатин, С.Г.Неручев, В.А.Соколов, Б.А.Соколов, Б.Тиссо, А.А.Трофимук, В.А.Успенский, Г.Т.Филиппи, Д.М.Хант и др.), получившее полное подтверждение в результате поисково-разведочных работ на нефть и газ во многих осадочных бассейнах мира.

В работе обобщены определения уровня зрелости органического вещества более чем в 12 ООО образцах мезозойских и палеозойских осадочных пород. Коллекция для исследований была отобрана автором из керна скважин в ходе многочисленных и многолетних экспедиционных работ в геологических организациях Западной Сибири (ПГО «Уренгойнефтегазгеология», «Недра», «Ханты-Мансийскнефтегазгеология», «Заполярнефтегазгеология», «Удмуртгеология», «Ямалнефтегазгеология», «Обьнефтегазгеология», «Томскнефтегазгеология», «Пурнефтегазгеология», «Мегионнефтегазгеология», «Новосибирскгеология» и др.). Кроме того, были отобраны образцы из обнажений Полярного Урала и юга Западной Сибири (предгорья Алтая и Салаира). Отдельные пробы предоставлены сотрудниками ИГНГ СО РАН (С.Ю.Беляев, Л.Г.Вакуленко,

B.С.Вышемирский, Ю.Н.Занин, В.А.Казаненков, Ю.П.Казанский, В.В.Казарбин, Н.П.Кирда, А.Г.Клец, М.А.Левчук, В.А.Маринов, В.И.Москвин, С.В.Сараев, В.Ф.Шугуров и др.), Новосибирскгеологии (Н.П.Запивапов, З.Я.Сердюк), ТомскНИПИнефть (В.И.Биджаков, И.В.Гончаров), СибНИИНП (М.Ю.Зубков), КНИИГиМС (Ю.А.Филипцов, Л.Н.Болдушевская), СибНАЦ (В.С.Бочкарев), КамНИИКИГС (Т.В.Белоконь).

Основной метод диагностики уровня зрелости органического вещества -углепетрографический. В работе использованы преимущественно данные автора (-10 ООО анализов) по отражательной способности мацералов ОВ (в основном витринита), в меньшей мере материалы других исследователей. В морских и древних (нижний палеозой, докембрий) отложениях витринит отсутствует, и преобразованность определялась по псевдовитриниту (водоросли), для которого автором составлена шкала изменения показателя отражения с ростом катагенеза. Иногда для этих целей использовались сорбомикстинит и битуминит. Автором также разработан и на большом фактическом материале апробирован метод определения катагенеза ОВ по отражательной способности мацералов ОВ в полированных аншлифах и шлифах пород без выделения керогена. В отдельных пробах (преимущественно палеозойских), в которых невозможно было провести углепетрографические исследования, катагенез ОВ определялся другими методами: элементный состав керогена, пиролиз (Ттах), плотность аргиллитов, биомаркерные показатели зрелости ОВ и др. Все анализы были выполнены в Лаборатории геохимии нефти и газа ИГНГ СО РАН, в составе которой автор работает с 1974 года.

A.Э.Конторович, В.С.Сурков). С учетом этих материалов проведено районирование территории по виду зависимости /?"„, = /(Н). Интерпретация всех имеющихся данных, позволила автору (при участии А.Э.Конторовича,

B.О.Красавчикова, А.В.Истомина, О.Н.Погореловой и др.) построить новые версии схем катагенеза ОВ в верхних и базальных горизонтах юры, а также впервые схемы катагенеза ОВ в кровле триасовых и палеозойских отложений для всей территории Западно-Сибирского мегабассейна.

Защищаемые научные положения и результаты.

1. Разработан и на большом фактическом материале апробирован экспрессный метод диагностики уровня зрелости ОВ по отражательной способности мацералов ОВ в полированных аншлифах пород без выделения керогена. Это позволяет делать замеры практически в любых осадочных породах, содержащих даже малые количества ОВ.

2. В кровле юры катагенез ОВ изменяется в пределах градаций ПК3-МК32 0.4-2.0%), а в подошве - ПК3-АК3 = 0.4-5.0%). Распределение зон

разной преобразованности ОВ в юрских толщах по территории региона -типичное проявление регионального статического катагенеза. На окраинах, во Внешнем поясе плиты, ОВ всего юрского комплекса преобразовано только до протокатагенеза (ПК3). По направлению к центральным районам, в которых юрские отложения находятся на более значительных глубинах, катагенез постепенно нарастает и достигает максимума на севере, в пределах Тазовско-Гыданской региональной депрессии, где толщи погружались в зоны с жесткими термобарическими условиями. В кровле юры (73) уровень зрелости ОВ в областях максимального погружения достигает позднего мезокатагенеза (МК32). В подошве юры (.^.г) преобразованность ОВ, особенно в северной части мегабассейна, выше и отвечает позднему апокатагенезу (АК3). На большей части Обской ступени и по периферии Тазовско-Гыданской региональной депрессии юрские отложения находятся в главной зоне нефтеобразования (градации МК, '2, = 0.50-0.85%) и в них сосредоточено подавляющее большинство нефтяных залежей. В северных и арктических областях осадочные толщи нижней и средней юры находятся в глубинной зоне газогенерации (МК3'-АК2, /?"„, = 1.15-3.50%). Из них получены притоки легких нефтей, жирного и сухого газа.

В кровле триаса уровень зрелости ОВ варьирует в пределах градаций МК,'-АК2 (/?"« = 0.5-3.5%). По окраинам и в центре мегабассейна органическое вещество умеренно преобразовано (МКДМКг, = 0.501.15%) и более высоко на севере (АК^). В базальных горизонтах триаса

северных районов катагенез ОВ достигает градации АК3 >3.5%). Осадочные толщи триаса на большей части региона еще не вышли из главной зоны нефтеобразования. Однако террагенный состав ОВ этих отложений позволяет предполагать образование в них преимущественно газообразных УВ. На севере породы находятся в зоне глубинной газогенерации и в них возможно сохранение только газовых залежей. Промышленных месторождений углеводородов в этих толщах не обнаружено, а полученные притоки нефти из эффузивов триаса имеют, судя по составу УВ-биомаркеров, юрскую природу.

3. Катагенез ОВ в мезозойских толщах определяется глубинами их погружения и, соответственно, максимальными температурами, которым они подвергались. В отложениях мела, юры и триаса повсеместно происходит увеличение уровня зрелости ОВ с глубиной, но с разной интенсивностью, что зависит от характера теплового поля. В зонах интенсивного теплового поля возраст консолидации фундамента герцинский. Градиент катагенеза ОВ с глубиной особенно значителен в районах, где мезозойские отложения перекрывают гранитные массивы, а также вдоль рифтов и активных флюидопроводящих разломов (Шаимский, Красноленинский, Салымский, Колтогорский). На территориях с добайкальским возрастом складчатости фундамента (Предъенисейский бассейн), градиент катагенеза самый низкий. По глубинной зональности катагенеза ОВ в отложениях осадочного чехла уточнены интервалы локализации главной зоны нефтеобразования (ГЗН). На севере до глубин -3.6-4.2 км толщи не вышли из ГЗН и могут представлять интерес для поисков нефтяных залежей. Ниже отложения находятся в глубинной зоне газогенерации и в них возможно сохранение залежей газа. Это подтверждается результатами нефтепоисковых работ. Все промышленные залежи нефти в Западной Сибири сосредоточены преимущественно на глубинах до -4.0 км. Ниже этого обнаружены скопления легких нефтей, сухого и жирного газа. На юге региона юрские толщи находятся в ГЗН.

4. Преобразованность ОВ в кровле палеозоя изменяется в пределах градаций МК2-АКз (/?"„,= 0.85-5.0%). На большей части территории ЗападноСибирского мегабассейна уровень зрелости органического вещества отвечает среднему и позднему апокатагенезу (градации АК2-з, > 2.50%). Между юрскими и палеозойскими толщами обычно отмечается существенный скачок в уровне катагенеза ОВ (ДЛ",, = 1.0-4.0%), что указывает либо на значительную мощность размытых отложений перед началом формирования мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, либо на значительную роль динамокатагенеза в эпохи тектонической активизации и складчатости. Высокий уровень катагенеза в палеозойских комплексах на большей части региона и вследствие этого практически полностью

исчерпанный генерационный потенциал ОВ этих толщ не позволяют рассчитывать на сохранение в них крупных сингенетичных залежей УВ. В отложениях с более умеренным катагенезом (МК2-МКз', Я°и= 0.85-1.55%) в Нюрольском и Предъенисейском бассейнах возможно нахождение скоплений легких нефтей и газа. На значительной территории этих бассейнов осадочные толщи палеозоя до глубин -4.0 км находятся в ГЗН, и ОВ способно генерировать нефтяные углеводороды.

5. Сингенетичные залежи углеводородов в мезозое и палеозое приурочены к отложениям, находящимся в главных зонах нефте- и газообразования. В юре нефтяные месторождения обнаружены преимущественно в толщах с уровнем зрелости ОВ градаций МК,1' (/?",,, = 0.50-0.85%), а газовые - ПК3-МК,' (/?"„, = 0.40-0.65%). Нефтяные залежи палеозоя находятся в толщах с уровнем зрелости ОВ градации МК2 (/?",,,=0.85-1.15%). При более высоком катагенезе (МК3'-АК,, = 1.552.50%) из отложений мезозоя и палеозоя получены притоки сухого и жирного газа. В толщах с преобразованностью ОВ конца аиокатагенеза и выше (/?"„, >3.50%) отсутствуют скопления сингенетичных углеводородов.

Научная новизна работы. Личный вклад.

• Автором разработан и апробирован экспрессный метод диагностики уровня зрелости ОВ по отражательной способности мацерапов ОВ в полированных аншлифах пород без выделения керогена. В морских и древних (нижний палеозой, докембрий) толщах определения выполнялись по псевдовитриниту (водоросли), для которого автором составлена шкала изменения показателя отражения с ростом катагенеза.

• На основе представительного фактического материала впервые построены схемы катагенеза ОВ для верхней части триасовых и палеозойских отложений на всю территорию мегабассейна. Интерпретация всех имеющихся данных (преимущественно автора) по уровню зрелости ОВ юрских толщ, с применением математического моделирования и компьютерных технологий, позволила построить новые версии схем катагенеза ОВ для кровли и подошвы юрских отложений.

• С учетом выделенных на схемах зон разной преобразованное™ ОВ, определены геологические условия катагенеза в мезозойских и палеозойских толщах: в первых проявился региональный статический катагенез, а в палеозойских наряду с ним существенную роль играл динамокатагенез.

• Установлена связь нефтегазоносности осадочных толщ с катагенезом ОВ: в юре нефтяные месторождения обнаружены преимущественно в отложениях с уровнем зрелости ОВ градаций МК,'"2, а газовые - ПКз-МК,'. Нефтяные залежи палеозоя приурочены к толщам с преобразованностью ОВ градации МК2, иногда МК3'. При более высоком

катагенезе (МК3'-АК,) из отложений мезозоя и палеозоя полумены только притоки газа.

• Установленная глубинная зональность катагенеза ОВ в мезозойских и палеозойских осадочных отложениях Западно-Сибирского мегабассейна позволила:

о выявить, что на большей части территории между юрскими и палеозойскими толщами отмечается существенный скачок в уровне катагенеза ОВ (ДЯ°„= 1.0-4.0%);

о уточнить глубины нахождения главных зон нефте- и газообразования: до глубин ~4.0 км отложения мезозоя находятся в главной зоне нефтеобразования, а ниже в глубинной зоне газообразования.

• Установлена связь между нефтегазоносностью глубоких горизонтов и уровнем катагенеза в них: до глубин -4.0 км (градации МК, -МК2) в толщах были обнаружены залежи нефти и газа, в интервале 4.0-5.5 км (МК3'-АК)) получены притоки легких нефтей, сухого и жирного газа, а ниже (градации АК2_3) отмечались лишь единичные газопроявления.

• По уровню катагенеза дан прогноз перспектив нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений: в толщах с уровнем зрелости ОВ градаций ПК3-МК2 возможно нахождение нефтяных и газовых залежей, МКз'-АК, - газа и легких нефтей, АК2_з - практически бесперспективны для поисков сингенетичных залежей углеводородов.

Теоретическая и практическая значимость результатов. Установленные закономерные связи катагенеза ОВ и сингенетичной нефтегазоносности являются существенным вкладом в теорию геохимических методов прогноза нефтегазоносности крупных территорий. Разработанный автором экспрессный метод диагностики уровня зрелости ОВ в аншлифах пород без выделения керогена позволяет определять отражательную способность мацералов практически в любых осадочных породах, содержащих даже малые количества органического материала. Созданная шкала отражательной способности псевдовитринита, дает возможность устанавливать катагенез ОВ в морских и древних толщах. Выполненные автором исследования уровня зрелости ОВ в юрских, триасовых и палеозойских комплексах Западно-Сибирского мегабассейна (глубинная зональность и карты катагенеза), служат важной и определяющей информацией при оценке перспектив их нефтегазоносности и прогнозе фазового состояния углеводородных флюидов.

нефтегазоносности слабоизученных комплексов юго-востока ЗападноСибирской плиты» (г. Томск, 1995); «Результаты бурения и исследования ТСГ-6» (г. Пермь, 1995); «Нефтегазоносность палеозоя и протерозоя» (г. Пекин, 1995); «Геология и нефтегазоносность Надым-Тазовского междуречья» (п. Тарко-Сале, 1995); «Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ» (г. С-Петербург, 1999); «Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири» (г. Новосибирск, 1999); «Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ» (г. Пермь, 2000); «4-я Международная конф. по химии нефти и газа» (г. Томск, 2000); «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (г. Москва, 2000); «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (г. Тюмень, 2000); «Поиски и добыча нефти в трудных условиях» (г. С-Петербург, 2001); «Геологическое строение и горное образование» (г. Томск, 2001); «Теория нафтидогенеза и органическая геохимия на рубеже веков» (г. Новосибирск, 2002); «Химия нефти и газа» (г. Томск, 2003); «Актуальные фундаментальные и прикладные проблемы геологии и геохимии нефти и газа» (г. Новосибирск, 2004); «Эволюция тектонических процессов в истории Земли» (г. Новосибирск, 2004); «Геологические модели строения и нефтегазоносность доюрского комплекса Западно-Сибирской геосинеклизы» (г. Тюмень, 2004); «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинцию) (г. Тюмень, 2004); «Региональная геология и углеводородные системы бассейнов Европы и России» (г. Прага, 2004).

По теме диссертации опубликовано лично и в соавторстве 122 работы.

Работа выполнена в Лаборатории геохимии нефти и газа Института геологии нефти и газа СО РАН (г. Новосибирск).

Структура работы. Диссертация состоит из пяти глав, введения, заключения и содержит список литературы из 544 наименований. Общий объем диссертации 355 страниц текста, включая 44 рисунка, 26 таблиц и 4 графических приложения.

Благодарности. Автор начинал свою деятельность в составе научной школы академика А.А.Трофимука и профессора В.С.Вышемирского. Последние пятнадцать лет он работает в научной школе академика А.Э.Конторовича. Большое влияние на становление автора как специалиста оказали общение и консультации с такими известными учеными, как

A.К.Головко, Ф.Г.Гурари, О.Г.Жеро, Н.П.Запивалов, Ю.Н.Карогодин,

B.А.Каширцев, В.А.Конторович, А.Р.Курчиков, Н.В.Лопатин, С.Г.Неручев, И.И.Нестеров, В.С.Сурков, Г.М.Парпарова, В.И.Москвин, И.Д.Полякова, Л.В.Ровнина, Е.А.Рогозина, П.А.Трушков, А.С.Фомичев, Т.В.Белоконь, В.С.Бочкарев, И.В.Гончаров, В.И.Горбачев, В.И.Горшков, Ю.Н.Занин,

М.Ю.Зубков, Ю.П.Казанский, А.В.Каныгин, Н.П.Кирда, А.Г.Клец,

B.А.Каштанов, А.И.Ларичев, В.Н.Меленевский, Н.В.Сенников, З.Я.Сердюк, Л.В.Смирнов, Е.И.Соболева, Ю.А.Филипцов, А.В.Хоменко, С.Л.Шварцев, Г.Г.Шемин, Б.Н.Шурыгин и др.

Не всегда выводы, полученные автором в ходе исследования, совпадали с позицией его учителей и некоторых из перечисленных выше ученых. Особенно это касается такого остро дискуссионного вопроса, как оценка перспектив нефтегазоносности палеозоя. Автор счастлив отметить, что они всегда проявляли понимание и уважение к его позиции.

При создании электронных схем катагенеза ОВ юрских отложений неоценимую помощь автору оказали специалисты ИГНГ СО РАН

C.Ю.Беляев, Д.А.Дочкин, А.В.Истомин, Д.В.Косяков, В.О.Красавчиков, Д.В.Малев-Ланецкий, О.Н.Погорелова, О.П.Тропина и др. При диагностике уровня зрелости ОВ по данным физико-химических методов существенно помогли консультации Л.И.Богородской, В.П.Даниловой, Е.А.Костыревой,

B.Н.Меленевского, В.Ф.Шугурова, Т.С.Юсупова и др. Всем своим коллегам автор искренне благодарен.

С особой благодарностью вспоминает автор своего первого учителя и наставника на пути в науку - профессора В.С.Вышемирского и склоняет голову перед ним. За постановку проблемы, повседневное внимание, консультации и всестороннюю помощь при подготовке диссертации автор весьма признателен академику А.Э.Конторовичу.

Глава 1. История исследования катагенеза органического вещества в мезозойских и палеозойских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна

Изучение уровня зрелости ОВ (угли и кероген) мезозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна было начато в середине XX столетия Открытие нефтяных и газовых месторождений в этих толщах значительно повысило интерес исследователей к изучению катагенеза ОВ (И.И.Аммосов, А.Э.Конторович, В.С.Вышемирский, Н.В.Лопатин, П.А.Трушков, Г.М.Парпарова, А.Н.Фомин, А.С.Фомичев, В.И.Горшков, Е.И.Соболева,

C.И.Белецкая, О.И.Бостриков, Е.Л.Виноградова, Ф.Г.Гурари, Т.П.Емец,

A.В.Жукова, В.В.Иванцова, Н.Н.Немченко, С.Г.Неручев, И.И.Нестеров, И.А.Олли, И.Д.Полякова, А.С.Ровенская, Л.В.Ровнина, Е.А.Рогозина, К.Г.Рожкова, Н.Н.Ростовцев, В.И.Ручное, А.В.Рыльков, Г.П.Сверчков,

B.А.Скоробогатов, К.А.Черников, В.П.Шорин и др.). В работах этих авторов содержатся сведения об уровне зрелости ОВ мезозойских отложений отдельных районов, приведены схемы катагенеза по некоторым

стратиграфическим уровням, показана глубинная зональность катагенеза в некоторых параметрических скважинах.

Региональные обобщения катагенеза ОВ в юрских отложениях проводились в 60-70-е годы XX века А.Э.Конторовичем, Г.М.Парпаровой, П.А.Трушковым, А.С.Фомичевым. Ими впервые дан прогноз катагенеза ОВ этих толщ в северных районах Западной Сибири, который полностью подтвердился нашими новыми данными. С того времени накоплен огромный фактический материал по уровню зрелости ОВ, интерпретация которого позволила автору с применением математического моделирования и компьютерных технологий (при участии А.Э.Конторовича, В.О.Красавчикова, А.В.Истомина, О.Н.Погореловой и др.) построить детальные, отвечающие современному уровню геолого-геофизической и геохимической информации схемы катагенеза ОВ в кровле и подошве юрских отложений Западно-Сибирского мегабассейна, установить глубинную зональность катагенеза во многих районах региона. При этом учитывались также данные указанных выше исследователей. Автором впервые составлена схема размещения фактического материала по уровню зрелости ОВ в кровле осадочных отложений триаса, а в ряде скважин прослежена глубинная зональность катагенеза в этих толщах.

В связи со значительными глубинами залегания палеозойских толщ (особенно на севере), они в этом отношении менее изучены и преимущественно в южной части мегабассейна. В 1976 г. В.С.Вышемирским с соавторами, а также А.С.Фомичевым, П.А.Трушковым, И.А.Олли и другими были опубликованы существенно отличающиеся схемы катагенеза ОВ в кровле палеозойских отложений на юго-востоке региона. Позднее детальные исследования уровня зрелости ОВ палеозойских толщ проводились практически только автором. Им построены подобные схемы для различных районов Западно-Сибирского мегабассейна и показана глубинная зональность катагенеза ОВ в этих толщах. В 2004 г. автором на основе собственных данных составлена схема катагенеза ОВ в кровле палеозойского комплекса на всю территорию региона. В этом же году впервые установлена преобразованность ОВ палеозойских и вендских отложений Алтайского края и смежных районов.

Глава 2. Современные методы диагностики уровня катагенеза органического вещества и вмещающих пород

В главе дана характеристика углепетрографических, физико-химических и других методов, позволяющих определить уровень катагенеза ОВ и вмещающих пород. Большинство методов основано на изменении параметров органического вещества с ростом катагенеза. Особое внимание

уделено характеристике методов, результаты которых автор использовал в работе. Среди них наиболее точными и поэтому широко распространенными являются углепетрографические (показатели отражения и преломления мацералов ОВ). С ростом преобразованное™ эти параметры равномерно изменяются, поэтому диагностика уровня зрелости ОВ по ним наиболее надежна. Существенный вклад в становление и развитие петрографических методов изучения углей и рассеянного ОВ внесли B.Alpern, И.И.Аммосов, В.И.Горшков, И.В.Еремин, Ю.А.Жемчужников, А.В.Жукова, Г.С.Калмыков, М.Н.Крылова, А.М.Лаптева, М.М.Лифшиц, M.T.Mackowsky, Г.М.Парпарова, М.Н.Пономарева, Л.И.Сарбеева, Ю.В.Степанов, П.А.Трушков, M.Teichmuller, G.H.Taylor, А.Н.Фомин, В.П.Шорин, E.Stach и др. Из углепетрографических параметров диагностики катагенеза ОВ чаще всего используется отражательная способность витринита (R°v,). Этот мацерал широко распространен в террагенном (гумусовом) ОВ. Его оптические свойства закономерно изменяются от протокатагенеза до метаморфизма. В настоящей работе из всех данных, характеризующих уровень зрелости ОВ, ~95% составляют замеры отражательной способности мацералов. При невозможности провести эти исследования были использованы результаты других методов: элементный состав керогена, пиролиз (7"лих)> дифференциально-термический анализ, плотность аргиллитов, биомаркерные показатели и др. Полученные этими методами параметры катагенеза для графических построений пересчитывались на значения ¡fv/.

Отражательная способность - важная оптическая константа мацералов ОВ, особенно витринита (/?„,), представляет отношение интенсивности отраженного света (Ja) к падающему (У„), принимаемому за единицу или за 100% (R=J,JJ,). Интенсивность света в современных системах наблюдения (спектрофотометрах) регистрируют с помощью фотоэлектронных умножителей. Принцип их работы основан на сравнении фототоков, вызванных светом, отраженным от поверхности эталона (оптическое стекло) и мацерала. Отражательная способность измеряется в воздушной (Ь?) или иммерсионной (й°) средах при перпендикулярном падении света на хорошо отполированную поверхность препарата, чаще всего аншлифа. При изучении тонкодисперсного ОВ автор отдавал предпочтение замерам в иммерсии, так как здесь большая контрастность мацералов способствует их лучшей диагностике. В этой среде можно определять по цвету различные типы витринита, менее различимые в воздухе и обнаруживать даже слабое двуотражение фрагментов. Показатели отражения однотипных мацералов ОВ в одной и той же пробе могут несколько отличаться, поэтому измерения проводятся в нескольких точках. Для надежной диагностики уровня зрелости ОВ достаточно 10-20 замеров. С целью уменьшения погрешности измерения показателей отражения необходимо, чтобы R эталона была

наиболее близка к таковой исследуемого объекта. Поэтому еще до замеров желательно знать предполагаемый уровень зрелости и ожидаемую Я мацерапа. Погрешность измерений отражательной способности (Л/?) однородных объектов при стабильной работе установки и правильно

подобранном эталоне невелика: в мезокатагенезе--0.2% и 0.4-0.5% в

апокатагенезе (воздушная среда), в иммерсии - соответственно 0.01 и 0.150.20%. Используемый автором микроскоп-спектрофотометр МСФП-2 позволяет измерять частицы диаметром 2-3 мкм в иммерсии и 10-20 мкм в воздушной среде. В качестве стандартной принята длина волны 546.1 нм. Целесообразно проводить определение мацералов в двусторонне-полированных шлифах, используя по очереди отраженный и проходящий свет. Технология замеров в шлифах и аншлифах идентична.

Большинство исследователей определяют уровень зрелости ОВ в препаратах из углей или углистых включений либо извлекают для этих целей кероген из породы путем растворения ее в сильных кислотах (соляной и плавиковой). Однако в морских толщах угли и углистые включения обычно отсутствуют, а извлечение керогена из породы приводит к измельчению и нарушению структуры мацералов, изменению их оптических параметров и как следствие этого, к ошибкам в диагностике катагенеза ОВ. Чтобы исключить это автором разработан и апробирован на большом фактическом материале экспрессный метод диагностики уровня зрелости ОВ по отражательной способности мацералов ОВ в полированных аншлифах пород без выделения керогена. Это позволяет делать замеры практически в любых осадочных породах, содержащих даже малые количества ОВ. Диагностика уровня зрелости производилась в основном по а в древних (нижний палеозой, докембрий) и морских отложениях, в которых витринит отсутствует, по псевдовитриниту (водоросли). Иногда для этих целей использовались другие мацералы ОВ: семивитринит, семифюзинит, фюзинит, лейптинит, для которых автором построены шкалы их отражательной способности (табл. 1), а также сорбомикстинит и битуминит. Но оценка уровня катагенеза по этим мацералам является ориентировочной из-за вариаций их показателей отражения.

В отдельных случаях для диагностики уровня зрелости автор использовал показатель преломления (,Упр) мацералов ОВ, который с ростом катагенеза равномерно увеличивается [Крылова, 1952; Парпарова и др. 1976, 1981, 1991]. Наиболее закономерно это происходит у витринита. Материалом для исследования служил порошок концентрата либо измельченные до такого состояния (и до прозрачности фрагментов) крошки угля. Определение мацералов осуществлялось путем сравнения его с известными значениями этого параметра иммерсионных жидкостей при помощи полоски Бекке. Условная точность замеров Ыпр мацералов

составляет 0.006. Надежнее Л^ устанавливается в пределах ПК-АК1 градаций катагенеза, когда маиералы достаточно хорошо диагностируются. Используются также А^пр мацералов аквагенного ОВ: псевдовитринита, коллоальгинита, коллохитинита и сорбомикстинита. Динамика изменения Ыпр. этих мацералов сходна с изменением Ыпр витринита (табл. 2). На градациях МК2-МК32 у всех мацералов происходит резкое увеличение Агпр, которые на АК,.2 достигают максимума и в дальнейшем слабо изменяются.

Таблица 1. Изменение отражательной способности мацералов ОВ с ростом катагенеза в мезозойских и палеозойских отложениях ЗападноСибирского мегабассейна |Фомин, 19871_

Градация Отражательная способность - Я?, %

катагенеза витринит псевдо- семи- семи- фюзинит пейптинит

витринит витринит фюзинит

ПК 0.20-0.50 <0.40 <0.77 < 1.38 <2.46 <0.10

МК[' 0.50-0.65 0.40-0.55 0.77-1.30 1.38-1.93 2.46-3.38 0.10-0.22

МК,2 0.65-0.85 0.50-0.95 0.87-1.62 1.62-2.39 2.75-3.45 0.12-0.26

МК2 0.85-1.15 0.80-1.10 1.42-2.04 1.90-2.70 2.92-5.50 0.35-0.90

МК3' 1.15-1.55 0.90-1.40 1.73-2.23 2.19-3.32 3.41-6.84 0.93-1.25

МК32 1.55-2.00 1.35-1.90 1.80-2.18 2.79-3.86 4.35-6.91

АК, 2.00-2.50 1.65-2.20 2.35-3.21 3.02-3.96 4.08-6.58

АК2 2.50-3.50 2.00-2.30 3.14-3.63 3.90-4.33 4.34-6.45

АК, >3.50 >2.30 >3.60 >4.30 >5.00 >3.6

Таблица 2. Изменение показателей преломления мацералов ОВ с ростом катагенеза [Крылова, 1952; Парпарова, Жукова, Неручев и др.,

Градация Витринит Псевдо- Колло- Колло- Сорбированное

катагенеза витринит апьгинит хитинит аквагенное ОВ

ПК 1.650-1.720 1.720-1.725 1.620-1.665 1.670-1.725 1.775

МК,1 1.720-1.760 1.725-1.735 1.665-1.695 1.725-1.735 1.775

МК,2 1.760-1.810 1.735-1.780 1.695-1.755 1.735-1.780 1.755-1.820

МК2 1.810-1.850 1.780-1.810 1.755-1.830 1.780-1.850 1.820-1.860

МКз1 1.850-1.900 1.810-1.855 1.830-1.845 1.850-1.925 1.860-1.905

МК32 1.900-1.950 1.855-1.885 1.845-1.890 >1.925 >1.905

АК, 1.950-1.980 1.885-1.910 1.890-1.920 - -

АК2 1.980-1.995 1.910-1.963 1.920-1.940 1.920-1.965 -

АК3.4 1.995-2.050 - - - -

Перед замерами показателей отражения и преломления мацералов ОВ, автор предварительно визуально оценивал уровень зрелости ОВ в шлифах или аншлифах. Это позволяло ориентировочно определить уровень катагенеза ОВ и в соответствии с этим подобрать необходимый оптический

эталон или иммерсионную жидкость. Критериями при этом служили окраска фрагментов в проходящем и отраженном свете, их рельеф, сохранность анатомического строения, анизотропия. Чаще всего использовался цвет лейптинита, иногда витринита и альгинита. С ростом катагенеза окраска этих мацералов постепенно меняется от светлой до темной. В апокатагенезе они становятся непрозрачными, снижается отчетливость анатомического строения фрагментов, растет рельеф и анизотропия мацералов.

До широкого внедрения в практику углепетрографических методов основными показателями уровня зрелости служили элементный состав и физико-химические характеристики углей (табл. 3). Было установлено, что с увеличением катагенеза в горючей массе ОВ растет концентрация углерода (Сг) и снижается концентрация гетероэлементов (N+8+0). Содержание водорода (//) в прото- и начале мезокатагенеза в большей степени характеризует тип ОВ, а не уровень его зрелости (Н.Б.Вассоевич, В.А.Успенский, А.Э.Конторович, Л.И.Богородская, Г.М.Парпарова и др.). С ростом преобразованности ОВ с середины мезокатагенеза содержание И в ОВ убывает. Увеличение с ростом катагенеза количества углерода и снижение водорода делает соотношение С/Н для генетически однородного ОВ, характерным показателем уровня зрелости.

Таблица № 3. Изменение углехимических параметров витринита с ростом катагенеза [Станов, 1953; Вышемирский, 1958; Рассел, 1958; Успенский, 1958; РаП^вку, ТекЬтиПег, 1960; Кгеуе1еп, 1961;

Градация Элементный состав, % Групповой состав

катагенеза С Й 0+//+5 V, % IV, % Q, ккал/кг р, г/см3

ПК &0-75 4.5-6.0 16.8-30.0 40-55 8-12 6000-7300 1.30-1.36

МК,1 74-81 4.5-5.5 13.7-18.9 35-42 4.3-10.3 7300-8000 1.27-1.37

МК,2 80-84 5.3-5.7 9.3-14.9 33-45 1.0-2.5 7900-8500 1.23-1.29

МК2 85-89 5.0-5.5 5.3-11.6 25-35 0.4-1.7 8400-8600 1.22-1.29

МКз1 88-91 4.7-5.1 4.3-8.3 19-26 0.3-0.9 8500-8750 1.24-1.30

МК32 90-92 4.3-4.8 3.9-5.2 12-19 0.5-0.8 8700-8800 1.26-1.30

АК, 91-93 3.5-4.2 3.2-5.3 8-12 0.4-0.8 3500-8700 1.30-1.36

АК2 92-93 3.2-3.5 2.0-3.5 5-7 3.7-0.8 8500-8550 1.38-1.40

АКз >93 <3.0 < 1.5 <4 0.7-3.2 7800-8500 1.38-1.75

Изучение физико-химических характеристик ОВ (групповой состав) включает определение выхода летучих веществ (К), теплотворной способности (0, плотности (р), влажности (И/) и зольности (А). Для диагностики уровня зрелости ОВ наиболее информативным является V1. В апокатагенезе он резко замедляется и далее практически не меняется. Градиенты изменения углехимических параметров непостоянны на разных

этапах катагенеза. На диагностику уровня зрелости влияют минеральные примеси и мацеральный состав ОВ. В протокатагенезе критериями преобразования ОВ являются cf и ИЛ В начале мезокатагенеза информативны Cf, Q\ в конце - Cf, ^ р\ в апокатагенезе - Cf.if.Qp.

Создавая первую классификацию рассеянного ОВ и уровня его катагенеза, В.А.Успенский (1958) опирался главным образом на элементный состав керогенов. Он выполнил первые определения уровня зрелости ОВ в юрских отложениях юго-востока Западно-Сибирского мегабассейна (Колпашевская опорная скважина).

Для построения карт катагенеза ОВ данные об элементном составе керогенов и углей впервые начал систематически использовать А.Э.Конторович (1964). Он предложил при диагностике типов ОВ и уровня его зрелости строить тригонограммы элементного состава керогенов и углей в координатах С - Я - (N+S+О). Позднее он совместно с Л.И.Богородской в больших масштабах проводил углехимическое изучение рассеянного ОВ в СНИИГГиМСе. ВА.Успенский, О.А.Радченко и др. (ВНИГРИ), Л.И.Богородская, А.Э.Конторович, А.И.Ларичев (СНИИГГиМС), К.Ф.Родионова, О.П.Четверикова (ВНИГНИ) внесли большой вклад в совершенствование методики таких исследований. А.Э.Конторовичем совместно с Л.И.Богородской, С.А.Кащенко, А.И.Ларичевым, А.С.Фомичевым были созданы и неоднократно уточнялись углехимические шкалы катагенеза рассеянного ОВ в различных типах пород. Л.И.Богородской и А.Э.Конторовичем разработаны методика и шкалы диагностики уровня зрелости ОВ по показателю термической устойчивости.

Пиролитические исследования керогена широко используются в органической геохимии для определения остаточного генерационного потенциала и уровня зрелости ОВ [Espitalie, 1977, 1985; Teichmtiller, Durand, 1983; Peters, 1986; Лопатин и др., 1982, 1987; 1996; Меленевский, 1986, 1991, 2001]. Пиролиз ОВ, т.е.

разложение его при повышенных температурах в аппарате Rock-Eval в атмосфере инертного газа сопровождается двухэтапным выделением из него УВ (пики Sj, S2). Первый

Рис 1 Зависимость между отражательной способностью витринита (Я°*.%) и пиролитическим параметром (7"т1) с ростом катагенеза в мезозойских и палеозойских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна

максимум характеризует углеводороды в составе битумоидов, второй отвечает УВ, которые образуются при высокотемпературном пиролизе, и соответствует остаточному нефтегазогенерационному потенциалу керогена, а также смол и асфальтенов битумоидов. Смещение максимума второго пика в направлении более высоких температур (Гтах) является показателем роста катагенеза. Для оценки уровня зрелости ОВ по Тиспользовался график зависимости = ДРС^, построенный В.Н.Меленевским и автором по совместным данным (рис.1).

Углеводороды-биомаркеры. Изучение реликтовых УВ (хемофоссилий) является приоритетным направлением в органической геохимии последних десятилетий, в становление и развитие которого существенный вклад внесли Н.Б.Вассоевич, В.А.Успенский, С.Т.РЫПрр1, W.K.Seifert, А.А.Петров, ¿М.Мокктап, К.Е.Ре1еге, А.Б.Маскепгю, Я.Р.РЫ1р, О.К.Баженова, А.К.Головко, Г.Н.Гордадзе, А.Н.Гусева, О.Н.Изосимова, В.А.Каширцев, А.Э.Конторович, В.Н.Меленевский, В.П.Данилова, Е.А.Костырева и другие.

Хемофоссилиями (биомаркерами) называют соединения в составе органического вещества осадочных пород и нефтей (углеводороды, порфирины и пр.), наследующие строение углеродного каркаса и некоторые особенности стереохимии от структур живой клетки. Хемофоссилии служат биологическими индикаторами, которые несут информацию о природе липидов исходного живого вещества, а также об условиях накопления осадков, их диагенеза и уровне зрелости ОВ и нефтей. При изучении катагенеза ОВ чаше всего используются следующие показатели: коэффициент нечетности (СРГ) - отношение концентраций н-алканов с нечетным и четным числом атомов углерода в цепи; отношение 20ааЯ/20ааБ для стеранов С29\ соотношение между новообразованными в диагенезе и катагенезе изостеранами 00(208+2011) и исходными биологическими ш20Я регулярными

стеранами С29 [коэффициент созревания

К2 =РР(208+20Я)/аа20Щ; отношение диастеранов к

регулярным стеранам Прнмечяние. Г5.|8л 2,р.22.29,30триснорнеогопан,гт

(диастерановый индекс); 17Я121р-22,29,30трисноргопан, стираны: Неагг-

соотношение гопанов С27 - нерегулярные, - регулярные, 2ПН - <га-стераны С№ Тз/Тт [Тт - !7а(Н) 22,29,30- Ш- триаромэтические(С,,,+С2„ Ся+Си)

Таблица 4. Биомаркерные показатели уровня зрелости

нефтей и битумоидов [Конторович и дрн 1994|

Градация I Биомаркерные показатели

на начало градации катагенеза

катагенеза Ж Тт Неагг ЯеЯ Ж 20Я Ш

МК,1 1 0.10 1.30 0 70 0 10

МК(2 : 0 65 1.65 0.75 0 15

мк2 1.45 2 05 0 80 0.25

мк3' 2 65 2.65 0 90 0.40

МК32 4 10 3.40 1 00 0.60

АК 1 6 05 4.30 1.15 0.85

АК з 8 10 5.45 1.30 1.10

трисноргопан и Ts - 18а(Н)22,29, iO-триснорнеогопан], структура первого свойственна живому веществу, вторая - новообразованная.

По данным K.E.Peters и J.M.Moldowan (1993), большинство биомаркерных показателей информативно в пределах ГЗН, некоторые - до конца градации МК3' и выше. Автором использовались для незрелого ОВ коэффициент нечетности (С/7), а также индексы зрелости ОВ по распределению гопанов и стеранов во фракции насыщенных УВ: Ts/Tm\ С29 20S/20R; С2д aa20S/aa20R, так как корреляционный анализ показал сильную связь между этими параметрами и R „ (табл. 4) [Конторович и др., 1994, 2004].

Для оценки уровня зрелости ОВ палеозойских пород автор иногда применял данные инфракрасной спектроскопии (ИКС) и дифференциально-термического анализа углей и керогенов. При изучении ОВ методом ИКС были использованы полосы поглощения функциональных групп на длинах волн 1600, 1720, 1740, 1380 см'1, интенсивность которых меняется с ростом катагенеза. Эталонами служили ИК-спектры гумусовых углей Кузбасса разных градаций катагенеза. Спектрограммы керогенов аквагенного (сапропелевого) ОВ взяты из литературных источников [Глебовская, 1971, 1979; Шакс, Файзуллина, 1974; Robert, 1985]. Опыт показал, что этот метод наиболее информативен для умеренно преобразованного ОВ.

Дифференциально-термический анализ (ДТА) выявляет фазовые превращения, протекающие в ОВ при нагревании [Алексеев, Иванов, Красавина, 1974; Козлова, 1977]. За основной диагностический признак принята температура начала экзотермического эффекта (Гн э) выгорания ОВ в пробе. С ростом катагенеза максимум второго пика выгорания ОВ смещается в область более высоких температур (рис. 2). На термическую характеристику ОВ влияет его мацеральный состав. Поэтому ДТА позволяет только ориентировочно определить уровень зрелости органического вещества.

Преобразованность ОВ можно оценивать по физическим свойствам вмещающих терригенных пород. На

Площадь

Водораздельная Ню<негабагансха$ Казанская Мартовская

Магюшкинская

Громоеская Каргасоксхая

Колпашеаская

Шудельская

Кочвбилоеская

Рис 2 Термограммы ОВ палеозойских пород Западно-Сибирского мегабассейна в интервале МК3-АК3 градаций катагенеза

материалах различных осадочных бассейнов давно прослежена связь плотности пород с катагенезом заключенного в них ОВ [Донабедов, 1943; Перепечина, 1943; Козлов, 1958; Рассел, 1958; Нестеров, 1962, 1965]. Среди осадочных пород лучше всего уплотняются глинистые разности. И.И.Нестеров (1962) для разных стратиграфических горизонтов юры и мела Западно-Сибирского мегабассейна построил карты плотностей пород и на основе этих данных выделил зоны разной преобразованное™ ОВ. Автором прослежено изменение отражательной способности витринита (Я0 и) и плотности (р,г/см3) аргиллитов с ростом катагенеза (рис. 3). Несмотря на вариации этого

параметра, в целом проявляется следующая

закономерность: в плотных породах находится высоко-преобразованное, а в слабо

литифицированных -малоизмененное ОВ.

Каждый из рассмотренных в главе 2 методов диагностики уровня зрелости ОВ и вмещающих пород представляет ценность для изучения катагенеза. Из них в настоящее время наиболее широко используются углепетрографические данные, чаще всего отражательная способность витринита. Преимуществом углепетрографии является то, что в препаратах визуально можно выбрать наиболее пригодные для замеров фрагменты ОВ и по ним оценить уровень его зрелости. Анализы выполняются по конкретным мацералам, что дает хорошую сопоставимость результатов. Большинство других методов исследуют органические смеси из разных мацералов. Это приводит к разбросу и снижению точности получаемых данных.

Глава 3. Катагенез - ведущий фактор, контролирующий генерацию углеводородов и условия сохранности их залежей

В российской геологической литературе постседиментационные изменения осадочных пород и заключенного в них органического вещества

Рис 3 Зависимость между отражательной способностью витринита 1^%) и плотностью (р г/см*| аргиллитов с ростом катагенеза в мезозойских и палеозойских отложениях Западно-Сибирсхого мегабассейна

подразделяют на четыре этапа: диагенез, катагенез, метагенез и региональный метаморфизм [Ферсман, 1922; Вассоевич, 1954, 1962; Страхов, 1957, 1962; Вышемирский, 1963; Конторович, 1964, 1965, 1967, 1971, 1975, 1976; Аммосов, 1967; Логвиненко, 1968; Неручев, 1970; и др.]. В качестве синонима термина «катагенез» многими исследователями [Коссовская, Шутов, 1957; Перозио, 1964; Лизалек, 1976] использовался термин «эпигенез», в угольной и до определенного времени в нефтяной геологии термин «метаморфизм» [Успенский, 1958, Вышемирский, 1963, Конторович, 1964, 1965,1967, Нестеров, 1962, 1965; и др.]. Автор использует терминологию А.Е.Ферсмана, Н.Б.Вассоевича, Н.М.Страхова, принятую в настоящее время в России и получающую все большее признание за рубежом (Б.Тиссо, Д.Вельте, Д.Хант; и др.). В работе значительное внимание уделено факторам и геологическим условиям катагенеза ОВ, его влиянию на генерацию углеводородов, значению исследований катагенеза для прогноза нефтегазоносности. Рассмотрены различные типы катагенеза (региональный статический и контактовый, локальный контактовый, динамо- или механокатагенез и др.), особенности их проявления и влияния на ОВ [Жемчужников, 1948; Травин, 1950; TeichmuIIer, 1954; Аммосов, 1961; Мокринский, 1961; Вышемирский, 1963, 1968; Левенштейн, 1963; Скок, 1963; Конторович, 1967, 1975, 1976]. Преобразование ОВ происходит в основном под действием температуры [Karweil, 1956; Вышемирский, 1963; TeichmuIIer, 1966; Конторович, 1967, 1971, 1976; Вассоевич, 1969; Левенштейн, 1969; Лопатин, 1969, 1971; Tissot, 1969; Bostik, 1971; Станов, 1980]. Давление и время также являются необходимыми условиями катагенеза, но, по мнению большинства исследователей, в природных условиях достаточные количественные значения их, за редкими исключениями, всегда обеспечены.

В работе, по литературным данным, рассмотрены температуры, необходимые для достижения ОВ определенных градаций катагенеза. Значения этого параметра у разных авторов существенно отличаются. По-видимому, невозможно создать универсальную шкалу палеотемператур, при i которых достигается определенная градация катагенеза, поскольку этот

переход при прочих равных условиях зависит от интенсивности теплового потока и скорости погружения отложений [Конторович, Меленевский, 1988]. Рассмотрены различные шкалы катагенеза, применяемые в России (табл. 5) и за рубежом, приведены соответствующие терминологии и аббревиатуры.

Проанализированы связи между нефтегазоносностью и катагенезом ОВ вмещающих толщ. Впервые на это обратил внимание H.D.Rogers (1863) и позднее D.White (1915). Со времени D.White было очевидно, что в толщах с высокопреобразованным ОВ нефть и газ в сингенетичном залегании не встречаются. Он разработал так называемый метод углеродного

коэффициента (С), т.е. предложил параметр уровня зрелости ОВ и сопоставил с ним нефтегазоносность осадочных толщ. Позднее связь значений углеродного коэффициента и характера нефтеносности была уточнена [Fuller, 1919; Лиллей, 1938; Вышемирский, 1958; Рассел, 1958], получив следующий вид: при Сг=80-100% - УВ отсутствуют, 70-80% -встречаются только залежи сухого газа, 60-70% - распространены легкие парафинистые нефти, <60% - средние и тяжелые нефти. В уточнение теории углеродного коэффициента существенный вклад внесли российские ученые Н.Б.Вассоевич, А.Ф.Добрянский, В.А.Соколов, П.Ф.Андреев, А.И.Богомолов, В.И.Будников, В.С.Вышемирский, О.Г.Жеро, А.А.Карцев, А.Л.Козлов, А.Э.Конторович, П.А.Трушков и др.

Таблица 5. Шкалы катагенеза органического вещества, по данным разных авторов [Неручев, Вассоевич, Лопатин, 1976; Конторович, 19761

Подэтапы катагенеза

Неручев и др., 1976

Градации катагенеза

Конторович, 1976

К „,% N,

Витринит

Сг,% У?А

Углемарочная

шкала (ГОСТ 9414-74)

Прото...

ПК, ПК2 ПК3

0.25 0.30 0.40

60 67 71

63 56 50

Б, Б2 Б3

Мезо...

МК, МК2 MKj МК4 МК;

МК,' МК,2 МК2 МКз1 к

МК,2

0.50 0.65 0.85 1.15 1.55

1.72 1.76 1.81 1.88 1.90

75 77 81 86 89

44 40 37 31 21

Д Г

ж к

ОС

Апо...

АК, АК2 AKj АК4

АК, АК2 АК3 АК,

2.00 2.50 3.50 5.0

1.97 ¡2.00

91 94

14 8 4

ПА А

Метагенез

7.0

1.5

Региональный метаморфизм

11.0

С середины XX века стало ясно, что роль катагенеза в процессах нефтегазообразования более значительна. Первые шаги к пониманию этого сделаны Н.Б.Вассоевичем и В.А.Успенским. Они показали, что процессы катагенеза контролируют превращение керогена, новообразование из него битумоидов, а в их составе - всего спектра жидких УВ и углеводородных газов, а также дальнейшие превращения нефтей в залежах вплоть до полной их деструкции. Н.Б.Вассоевич (1967) и независимо А.Э.Конторович (1967) сформулировали положение о неравномерности процесса генерации жидких и газообразных углеводородов. Н.Б.Вассоевич ввел понятие о главной фазе нефтеобразования (ГФН), а А.Э.Конторович о главной зоне

нефтеобразования (ГЗН). Несколько позднее были введены понятия о верхней и глубинной зонах интенсивного газообразования (ВЗГ, ГЗГ). Отдельные исследователи, в частности С.Г.Неручев, придают определяющее значение глубинной зоне газообразования. Он называет ее главной. В разработку современного учения о роли процессов катагенеза в генерации УВ и формировании современной теории нефтегазообразования крупный вклад внесли А.М.Акрамходжаев, Н.Б.Вассоевич, В.С.Вышемирский, Э.М.Галимов, А.Н.Гусева, М.Ф.Двали, С.Г.Неручев, М.К.Калинко, А.А.Карцев, А.Э.Конторович, Н.В.Лопатин, Е.А.Рогозина, К.Ф.Родионова, Б.А.Соколов, А.А.Трофимук, В.А.Успенский, Б.Тиссо, Д.Вельте, Д.Хант, Г.Филиппи.

Ими было показано, что генерация газообразных УВ происходит по всей шкале катагенеза, но особенно интенсивно при 0.40% < R\, < 0.55% (ВЗГ) и при Д°„>1.15% (ГЗГ). Начало генерации нефтяных УВ отвечает R°vl ~0.45% (градация ПК3), a R°v, = 0.60% (МК,1) соответствует верхней границе ГЗН и началу образования промышленных залежей нефти. Нижняя граница ГЗН отвечает значениям ~1.10%. Генерация жидких УВ практически прекращается в конце градации МК2 (л „ = 1.15%) и на МК/ крупные скопления нефти встречаются крайне редко. Залежи легкой нефти и газоконденсата исчезают на МК3г (Л0,., = 1.55-2.00%). На более высоких градациях катагенеза встречаются только скопления сухого метанового газа. Нижняя граница промышленной газоносности проходит между градациями АК, и АК2 («",, = 2.5%).

По литературным материалам [Добрянский, 1948, 1961; Вассоевич, 1954, Богомолов, 1958; Карцев, 1958, 1978; Вышемирский, 1963, 1988; Успенский, 1964, 1965; Конторович и др., 1965, 1967, 1976; Хант, 1978; Петров, 1984, 1994; Курбский, 1987; Peters, Moldowan, 1993] рассмотрено влияние катагенеза на изменение химического состава нефтей. Это отражается на их физических свойствах: уменьшается плотность, вязкость, увеличивается содержание светлых и низкокипящих фракций. С ростом катагенеза принципиально меняется групповой и углеводородный состав нефтей: в них за счет деструкции гетероциклических соединений и высокомолекулярных УВ увеличивается роль низкомолекулярных УВ ряда С5-С8, возрастает доля алканов, в составе легких фракций - и ароматических УВ; снижается содержание цикланов, происходит изомеризация углеводородов-биомаркеров. Усиление катагенеза ведет к уменьшению в составе нефти концентрации гетероциклических соединений - смол и асфапьтенов.

Обобщение литературных данных по распределению ресурсов углеводородов в различных осадочных бассейнах позволило сделать следующие выводы. 1. Залежи жидких УВ встречаются в широком интервале пластовых температур (20-250 °С), но основные их запасы

приурочены к сравнительно узкому интервалу: 60-110 °С (в Западной Сибири - 60-90 °С). Газовые залежи (в том числе и в Западной Сибири) находятся в толщах с температурами 10-120 °С с максимумом в диапазоне 20-50 °С (в Западной Сибири - 10-70 °С) [Конторович, Трофимук, 1976; Хант, 1982; Ермаков, Скоробогатов, 1986; Аммосов, 1987; Осадчий, 1990; Курчиков, 1992]. 2. Залежи УВ встречаются на глубинах от -1.0 км до 7.08.0 км и ниже, но подавляющее большинство их сосредоточено в интервале 1.5-3.0 км [Преображенская, 1971; Конторович, Трофимук, 1976; Раабен, 1978; Симаков, 1978; Бакиров, 1979; Чичуа, 1979; Моделевский, 1983; Ермаков, Скоробогатов, 1984; Чайковская, 1988; Осадчий, 1990]. По-видимому, эти глубины наиболее оптимальны для формирования и сохранения крупных месторождений нефти и газа. В интервале 4.0-7.0 км и ниже известны различные по фазовому состоянию скопления УВ, но прослеживается закономерное уменьшение с глубиной запасов нефти и газа в осадочных толщах ниже отмеченного выше максимума нефтегазонакопления. 3. В континентальных отложениях с террагенным ОВ образуются в основном залежи газа, а в морских и прибрежно-морских с аквагенным ОВ - нефти [Вассоевич, 1954, 1967, 1972; Конторович и др., 1965, 1973, 1975, 1976, 1997; Акрамходжаев, 1982; Ермаков, Скоробогатов, 1984; Ильинская, 1985; Чайковская, 1988; Голицын, 1991; Галимов, 1995]. Однако формирование залежей УВ определяется не только генетическим типом исходного ОВ и уровнем его зрелости, но и другими причинами (миграция, дифференциальное улавливание и др.), способными внести коррективы в распределение зон преимущественного нефте- или газонакопления [Гассоу, 1954, Максимов, 1954; и др.]. Поэтому нефтяные залежи встречаются также в континентальных отложениях и, наоборот, газовые в морских толщах с аквагенным ОВ.

Глава 4. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских (юра, триас) отложений Западно-Сибирского мегабассейна

Региональные обобщения информации о катагенезе органического вещества юрских отложений Западно-Сибирского мегабассейна были выполнены в 60-70-е годы XX века А.Э.Конторовичем, П.А.Трушковым и А.С.Фомичевым. Ими впервые построены карты катагенеза ОВ в нескольких стратиграфических комплексах для всего региона. При интерполяции данных они использовали зависимость показателей катагенеза от глубины залегания пород и при выделении зон с разным уровнем зрелости ОВ учитывали структурные карты того времени. Это позволило выполнить прогноз катагенеза ОВ в юрских комплексах северных и арктических

районов Западной Сибири, которые к тому времени еще не были вскрыты скважинами. Новейшие данные в основном подтверждают этот прогноз.

С того времени накоплен новый огромный фактический материал по уровню зрелости ОВ, пробурено большое количество глубоких скважин (в том числе две сверхглубокие). Автором впервые собран уникальный материал по отражательной способности витринита (>4000 замеров), интерпретация которого с применением математического моделирования и компьютерных технологий (при участии А.Э.Конторовича, В.О.Красавчикова, А.В.Истомина, О.Н.Погореловой и др.) позволила существенно уточнить существующие и построить новые версии схем катагенеза ОВ для кровли и подошвы юрских отложений. Автором впервые составлена схема катагенеза ОВ в верхних горизонтах триаса. Ниже изложена методика построения схем катагенеза ОВ для кровли и подошвы юрских отложений.

Систематизация аналитического материала однозначно показывает, что в Западно-Сибирском мегабассейне, как всегда при региональном статическом катагенезе, происходит увеличение уровня зрелости ОВ с глубиной. Зависимость величины отражательной способности витринита (/?"„) от глубины во всем интервале разреза (где имеется информация) с наименьшими погрешностями описывается трехпараметрическим уравнением: где Я - абсолютная глубина точки отбора образца;

A, В, С - параметры, оцениваемые методами нелинейного регрессионного анализа по выборке выполненных замеров Я°У1. Анализ показал, что по значениям параметров А, В и С, т.е. по виду зависимости /?°„, = /(Н'), вся территория региона может быть разделена на отдельные блоки. В самой грубой схеме выделяются три основные группы блоков, согласующиеся с тектоническим районированием фундамента по возрасту его консолидации. Первая пространственно практически совпадает с областью распространения добайкалид в Приенисейской части мегабассейна. К ней относятся также отдельные блоки в Мансийской синеклизе, на Сургутском и Нижневартовском сводах. Блоки в пределах Мансийской синеклизы

B.С.Сурков и О.Г.Жеро выделяют в Уват-Ханты-Мансийский срединный массив. Низкий температурный градиент и медленное нарастание катагенеза ОВ с глубиной в Приенисейской части Западно-Сибирского мегабассейна (А.Э.Конторович), а также вблизи Сургутского свода (Н.Н.Ростовцев, Э.Э.Фотиади, А.Э.Конторович) обращали на себя внимание с начала 60-х годов XX века. Вторая группа блоков пространственно совпадает с областью распространения герцинид и каледонид, широко развитых на территории региона. Третья группа блоков имеет линейно вытянутые или округлые формы. Первые из них тяготеют к областям расположения триасовых рифтов в фундаменте мегабассейна, а вторые - к крупным гранитным

массивам либо к флюидопроводящим разломам, например к Шаимскому. В этих блоках нарастание катагенеза с глубиной в мезозойских толщах происходит наиболее интенсивно (рис. 4).

Знание зависимостей Л"и=/(Н') и наличие электронных структурных карт по кровле и подошве юры, позволило рассчитать значения Я^у, в узлах сеточной модели и построить карты изореспленд витринита. Затем по методике В.О.Красавчикова (2002)

осуществлялось сопряжение поверхностей вдоль границ отдельных крупных блоков. Это позволило выполнить требование непрерывности и гладкости пространственного распределения

моделируемого параметра. Верификация результатов осуществлялась путем сопоставления расчетной и замеренной в образцах керна Я0«. Установлено, что в 80% случаев отклонения расчетных значений от замеренных не превышает 0.1%. Замечено, что в 35% случаев замеренные величины оказались ниже расчетных и в 65% случаев - выше. Ниже дано краткое описание построенных по этой технологии схем катагенеза органического вещества для кровли и подошвы юрских отложений.

В верхних горизонтах юры уровень зрелости ОВ изменяется в пределах градаций ПК3-МК32. Зона протокатагенеза (ПК3, = 0.40-0.50%) выделяется во Внешнем поясе плиты и на примыкающих к нему территориях Внутренней области: Тегульдетская мегагемисинеклиза,

05 • 10 • 15 ■ 20 -25 30 35

40 —

55 -

H, km

60 -

0 05 1 15 2 25 3 35 Рис 4 Интенсивность изменения отражательной способности витринита с глубиной (Н,км) в мезозойских отложениях

Западно-Сибирского мегабассейна в областях с разным возрастом консолидации фундамента (1- добайкальский, 2-герцинский, каледонский) и над гранитными массивами, флюидопроводящими разломами, триасовыми рифтами (3)

Енисей-Хатангский мегапрогиб, Барабинско-Пихтовская, Предьенисейская, Тюменская, Зауральская и Пайхойско-Новоземельская мегамоноклизы. В верхней юре наиболее широко развиты отложения с ОВ достигшим градации МК,1 (/?"„ = 0.50-0.65%). Они располагаются в полосе, непосредственно примыкающей к отложениям, в которых ОВ находится на градации ПК3. На юге мегабассейна зона такого катагенеза почти полностью занимает Северо-Межовскую мегамоноклиналь, Межовский мегамыс, Лавровский мезовал, Нюрольскую мегавпадину, Чузикско-Чижапскую мезоседловину и смежные участки. Градация МК)1 установлена на Парабельском, Пайдугинском и Пыль-Караминском мегавалах, Северо-Парабельской мегамоноклинапи, Зайкинской мезоседловине, Восточно-Пайдугинской и Усть-Тымской мегавпадинах, Куржинской гряде, Караминской мегаседловине, Каймысовском, Александровском, Нижневартовском и Сургутском сводах. На востоке область распространения ОВ, достигшего градации МК,1 занимает значительную часть Красноселькупской моноклизы, смежные районы Предъенисейской мегамоноклизы и протягивается на север к Енисей-Хатангскому мегапрогибу и Предтаймырской мегамоноклизе. Такой же уровень катагенеза ОВ установлен в западной части региона на Красноленинской, Зауральской мегамоноклизах и в смежных районах Тюменской, на Шаимском мегавыступе, Муромцевско-Седельниковском мегапрогибе, Пологрудинском мегавале. Аналогичный уровень зрелости ОВ отмечается на юго-востоке Пайхойско-Новоземельской мегамоноклизы. В центре мегабассейна ОВ градации МК,1 зафиксировано на большей части Верхневасюганской антеклизы и Хантейской гемиантеклизы.

Органическое вещество градации МК|2 (Я0,., = 0.65-0.85%) встречено преимущественно в центральных и северных районах мегабассейна. На юге такой уровень катагенеза установлен на Межовском мегамысе, Капгачском и Парабельском мегавалах, Горелоярском поднятии, Северо-Парабельской мегамоноклинапи, Усть-Тымской мегавпадине, Колтогорско-Нюрольском желобе, Черемшанской мезоседловине, Каймысовском и Александровском сводах. В центре региона этой градации достигло ОВ в Мансийской синеклизе и в смежных районах Красноленинской мегамоноклизы. В северной половине мегабассейна градация МК,2 распространена на значительной части Среднепурского мегажелоба, Восточно-Пурской и Восточно-Тазовской мегамоноклиналей, Большехетской мегасинеклизы, на склонах Енисей-Хатангского мегапрогиба. Севернее, согласно прогнозу, зона такого уровня зрелости ОВ занимает Гыданский и Северо-Гыданский мегавыступы, Среднегыданский мегаврез. Градация МК,2 широко развита в Южно-Надымской мегамоноклизе, Надымской гемисинеклизе, Медвежье-Нугинском мегавале, Восточно-Пайхойской моноклизе.

Катагенез ОВ градации МК2 (Я0 ,.,=0.85-1.15%) характерен преимущественно для северной половины мегабассейна. Эта зона охватывает значительную часть Большехетской мегасинеклизы, Нерутинской и Северо-Тазовской мегавпадин, Восточно-Пайхойской моноклизы и частично Надымскую гемисинеклизу, Верхнетанловскую и Енисейскую мегавпадины, Антипаютинско-Тадебеяхинскую мегасинеклизу. На юге такой катагенез отмечается на отдельных участках Колтогорско- 1

Нюрольского желоба, Мансийской синеклизы, Красноленинской мегамоноклизы. Преобразованность ОВ градации МК3' = 1.15-1.55%) установлена лишь на севере региона. Большие территории с таким уровнем у

зрелости ОВ выявлены в Надымской гемисинеклизе, Верхнетанловской и Северо-Тазовской мегавпадинах, Большехетской и Карской мегасинеклизах, Восточно-Пайхойской моноклизе. Катагенез ОВ градации МК32 (Яви = 1.552.00%) зафиксирован на локальных участках севера Большехетской мегасинеклизы, востока Яптиксалинской мегавпадины и Тадебеяхинского мегапрогиба, на бортах Карской мегавпадины.

В баэальных горизонтах юры ^¡.^ уровень зрелости ОВ выше, чем в кровле и варьирует в пределах градаций ПК3-АК3. Зона протокатагенеза 0.50%), как и верхней юре, выделяется на окраинам региона, но по площади она значительно меньше. Территория такой преобразованное™ ОВ занимает значительную часть Барабинско-Пихтовской мегамоноклинали, Тегульдетской мегагемисинекпизы, продолжается на север вдоль восточного обрамления мегабассейна. Она охватывает окраины Предъенисейской мегамоноклизы и Предтаймырской мегамоноклинали. На западе региона зона протокатагенеза выделяется в западных частях Тюменской, Зауральской и Восточно-Пайхойской мегамоноклиз.

Органическое вещество градации МК,1 = 0.50-0.65%) также

выявлено преимущественно по окраинам мегабассейна и на отдельных приподнятых участках в его южной половине. Такой уровень катагенеза установлен на юге Красноленинской мегамоноклизы, севере Барабинско-Пихтовской мегамоноклинали, юге Калгачского мегавала. Эта зона продолжается на восток в центральную часть Тегульдетской »

мегагемисинеклизы и дальше на север, охватывая частично Владимировскую мезомоноклиналь, Предъенисейскую мегамоноклизу, Усть-Портовский выступ, Предтаймырскую мегамоноклиналь. На западе региона такой уровень зрелости ОВ установлен в Тюменской мегамоноклизе, Шаимском мегавыступе, Зауральской и Пайхойско-Новоземельской мегамоноклизах. На юге региона ОВ градации МК/ выявлено на локальных участках Каймысовского свода, Шингинской и Караминской мезоседловин, Парабельского мегавала.

В базальных горизонтах юры широко развиты отложения с уровнем зрелости ОВ градации МК,2 = 0.65-0.85%). Такой катагенез установлен на значительной части Красноленинской и юго-востоке Тюменской мегамоноклиз. Продолжаясь на север, эта зона пересекает юг Ярудейского мегавыступа и восток Пайхойско-Новоземельской мегамоноклизы. На юге региона подобная преобразованность ОВ имеет место на всей территории Муромцевско-Седельниковского мегапрогиба, Пологрудинского мегавала, на большей части Среднетобольского мегапрогиба и Северо-Демьянской мегамоноклинали. Катагенез ОВ градации МК,2 установлен на всей территории Верхневасюганской антеклизы, прилегающих районах Колтогорско-Нюрольского желоба и Каймысовского свода. Эта зона охватывает полностью Нижневартовский свод, значительную часть Ледянской мезоседловины и Варьеганско-Тагринского мегавыступа. Она широко распространена в Хантейской гемиантеклизе. Градация МК)2 полностью занимает Сургутский свод и продолжается в смежные районы Мансийской синеклизы.

На юге региона ОВ достигло градации МК)2 на всей территории Межовского мегамыса, в соседних районах Калгачского мегавала и Северо-Межовской мегамоноклинали. С той же интенсивностью изменено ОВ на Лавровском мезовале, Чузикско-Чижапской и Шингинской мегаседловинах. Катагенез ОВ градации МК,2 выявлен на значительной части Обь-Васюганской гряды. Близкий уровень зрелости ОВ установлен также на смежных участках Красноселькупской моноклизы и Караминской мегаседловины. Эта зона катагенеза широко развита на Парабельском мегавале, Зайкинской мезоседловине, Северо-Парабельской мегамоноклинали, Усть-Тымской мегавпадине, Пайдугинском и Пыль-Караминском мегавалах и окаймляющих их депрессиях. ОВ градации МК,2 выявлено на внутренних склонах Красноселькупской и Предъенисейской мегамоноклиз, продолжается на север к Енисей-Хатангскому мегапрогибу.

Во многих районах Западно-Сибирского магабассейна ОВ достигло градации МК2 (/?",., = 0.85-1.15%). Локальные участки такого катагенеза выявлены на Межовском мегамысе, Парабельском мегавале, Колтогорско-Нюрольском желобе, Черемшанской мезоседловине, Каймысовском своде, Ледянской мезоседловине, Александровском мегавале, Колтогорском мезопрогибе, Караминской мегаседловине. Зона градации МК2 занимает значительную часть Мансийской синеклизы (Юганская, Нижнедемьянская, Тундринская мегавпадины). Катагенез ОВ этой градации зафиксирован на севере Варьеганско-Тагринского мегавыступа, почти на всей территории Надымской мегамоноклизы. Эта зона продолжается на север к Восточно-Пайхойской моноклизе. На северо-востоке региона область распространения ОВ градации МК2 приурочена к значительной части Красноселькупской

моноклизы. Севернее она охватывает отдельные районы Енисей-Хатангского мегапрогиба, Предтаймырской мегамоноклинали, ЮжноКарской мегаседловины, Северо-Таймырского мегавала.

Более высокий катагенез ОВ (градация МК3', = 1.15-1.55%) установлен преимущественно в северной половине мегабассейна. Он выявлен на ряде площадей Среднепурского мегажелоба, Восточно-Пурской мегамоноклинали, Красноселькупской моноклизы, Часельского мегавала, •

Тазовского мегазалива, Восточно-Тазовской и Долгонской мезомоноклинапей, Красноселькупской моноклизы. Эта зона продолжается на север, охватывая погруженные зоны Енисей-Хатангского мегапрогиба, к

значительную часть Южно-Карской мегаседловины, Центрально-Карской мегавпадины, Северо-Таймырского мегавала. Такой уровень катагенеза широко развит в Южно-Надымской мегамоноклизе, Надымской гемисинеклизе и прослеживается на север к Восточно-Пайхойской моноклизе. Локальные участки такого катагенеза выявлены в южной половине региона: Колтогорско-Нюрольский желоб, Мансийская синеклиза.

Территории, на которых ОВ достигло катагенеза градации МК32 (Д°и = 1.55-2.00%), имеют небольшую площадь и выявлены в наиболее погруженных частях депрессий в тех же районах, что и ОВ градации МК3': Надымская гемисинеклиза, Медвежье-Нугинский мегавал, Восточно-Пайхойская моноклиза, Среднепурский мегапрогиб, Тазовский мегазалив.

Градаций апокатагенеза (АКЬЗ) ОВ базальных горизонтах юры достигло в основном на севере мегабассейна. АК! (Лви=2.00-2.50%) зафиксирована на ряде площадей Надымской гемисинеклизы, Верхнетанловской мегавпадины, Большехетской мегасинеклизы, на северо-востоке региона и продолжается на север к Енисей-Хатангскому мегапрогибу. Градация АК2 (#"„=2.50-3.50%) выявлена на отдельных участках Верхнетанловской и Нерутинской мегавпадин, Большехетской и Карской мегасинеклиз, Восточно-Пайхойской моноклизы, Южно-Карской мегаседловины, в осевой части Енисей-Хатангского мегапрогиба. Согласно прогнозу, она широко распространена на Гыданском и Северо-Гыданском мегавыступах, Среднегыданском мегаврезе, Южно-Карской мегаседловине. Градация АК3 (Д0Л > 3.50%) *

установлена на ряде площадей Большехетской мегасинеклизы, Мессояхской гряды, Антипаютинско-Тадебеяхинской мегасинеклизы, Южно-Карской мегаседловины, Гыданского мегавыступа, Агапско-Енисейского желоба, Карской мегасинеклизы.

Распределение зон разной преобразованности ОВ по территории мегабассейна свидетельствует о том, что в юрских отложениях проявился региональный катагенез. На окраинах региона ОВ слабо преобразовано. По направлению к центральным и особенно северным районам катагенез постепенно нарастает. Уровень зрелости ОВ в юрских толщах определяется

глубинами их погружения и, соответственно, максимальными температурами, которым они подвергались. Повышенный катагенез ОВ отмечается в областях развития молодого фундамента, в крупных зонах глубинных разломов (молодых) и над интрузивными массивами.

На большей части территории региона юрские отложения находятся в главной зоне нефтеобразования (градации МК/"2) и в них сосредоточено подавляющее большинство нефтяных залежей (Среднее Приобье, Шаимский район и др.). В северных районах на значительных глубинах (градации МК3'-АК2) толщи достигли зоны активной газогенерации и из них были получены притоки легких нефтей, жирного и сухого газа.

Осадочные отложения триаса вскрыты ограниченным количеством

скважин, и катагенез ОВ их практически не изучен. По данным автора (рис.

5), преобразованность ОВ в

кровле триаса варьирует в

пределах градаций МК/-

АК2, а в базальных

горизонтах достигает АК3.

Наименее изменено ОВ в

районе Пыль-Караминского

мегавала и Уват-Ханты-

Мансийского срединного

массива. ОВ, достигшее

градации МК,2, выявлено на

Омской площади. Мощный

разрез осадочных

отложений триаса (~1.2 км)

вскрыт скв. Никольской-1

(Омская область). В

верхних горизонтах толщи

(-3.4 км) катагенез ОВ

отвечает началу градации

МК3', а на глубине ~4.5 км -

началу МК3 . В северных

районах, где триас залегает

на значительных глубинах,

ОВ сильнее преобразовано. Гпяляиия А К" вмяппрня и Рис 5 Схема размещения фактического материала по 1 радация ал, выявлена в катагенезу ОВ в кровле осадочных отложений триаса

Среднепурском Западно-Сибирского мегабассейна

мегапрогибе (Евояхинская, Уренгойская площади). В скв. Тюменская СГ-6 вскрыто ~800 м осадочных отложений триаса. В их кровле уровень зрелости ОВ отвечает градации АК„ а в подошве - АК2.3. В расположенной севернее

скв. Еньяхинская СГ-7 катагенез ОВ несколько выше: в верхних горизонтах триаса (5.6 км) ОВ достигло начала градации АК2, а на глубине 6.1 км -начала АК3. Наиболее высоко преобразовано ОВ в арктических районах: на Восточно-Бованенковской площади в нижнем триасе уровень зрелости ОВ отвечает концу АК3.

По окраинам и в центре мегабассейна осадочные толщи триаса еще не вышли из главной зоны нефтеобразования. Однако террагенный состав ОВ этих отложений позволяет предполагать образование в них лишь сухого, преимущественно метанового газа. На севере толщи находятся в зоне глубинной газогенерации. Промышленных залежей углеводородов в этих отложениях не обнаружено, а полученные притоки нефти из эффузивов триаса имеют, судя по составу УВ-биомаркеров, юрский генезис.

Автором изучен уровень зрелости ОВ мезозойских отложений с глубин от ~2.0 км до базапьных горизонтов осадочного чехла и построено восемь профилей глубинной зональности катагенеза, которые приведены и подробно описаны в работе. Наиболее показательно изменение уровня зрелости ОВ с глубиной на севере региона, где осадочный чехол имеет значительную мощность (рис. 6). Здесь в верхних горизонтах наблюдается

Ярудвйуая Хейгиуская Надымская Медвежья Юбилейная Уренгойская ту-6 Геологическая Южно-Русская

20-

30-

40-

50-

60-

70-

Рис. 6 Глубинная зональность катагенеза органического вещества в мезозойских отложениях на севере Западно-Сибирского мегабассейна (0 50, 0 65 - %)

растянутая глубинная зональность катагенеза, а с приближением к фундаменту мощности последующих зон заметно сокращаются. ОВ преобразовано практически по всей шкале катагенеза (градации МК,'-АК2з), а в центральных и южных районах только до середины мезокатагенеза (МК^-МКз1) и мощности их заметно меньше. Зоны градаций наиболее растянуты во впадинах и сжаты на поднятиях. Между юрскими и палеозойскими толщами на большей части территории отмечается существенный углефикационный скачок (Д1.0-4.0%).

На основе глубинной зональности катагенеза ОВ в отложениях осадочного чехла уточнены интервалы зон нефте- и газообразования и вероятной нефте- и газоносности. На севере до глубин -3.6-4.2 км (граница ГЗН варьирует по разным районам) толщи еще не вышли из главной зоны нефтеобразования и могут представлять интерес для поисков нефтяных залежей. Ниже процессы разрушения нефтяных УВ будут преобладать над их новообразованием, и поэтому на больших глубинах палеотермобарические условия позволяют предполагать сохранение только залежей газа. Этот теоретический вывод, сделанный А.Э.Конторовичем и П.А.Трушковым еще в 1967 г. и двумя годами позднее В.Д.Наливкиным и Г.П.Сверчковым, подтвержден результатами бурения. Все промышленные залежи нефти в Западной Сибири находятся преимущественно на глубинах до -4.0 км. Ниже были обнаружены скопления легких нефтей, сухого и жирного газа. На юге юрские толщи находятся в главной зоне нефтеобразования и ее нижняя граница определяется глубиной залегания кровли палеозойского комплекса (преимущественно 2.5-3.5 км).

Глава 5. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна

До исследований автора информация о катагенезе ОВ в кровле палеозойского комплекса имелась только по отдельным районам в южной половине региона. В работе обобщены данные, полученные и проинтерпретированные лично автором по катагенезу ОВ палеозойских отложений на 344 разведочных площадях всей территории ЗападноСибирского мегабассейна. По районам Полярного Урала и юга Западной Сибири (предгорья Алтая и Салаира) были отобраны образцы из обнажений. При анализе пространственных закономерностей изменения катагенеза и выделения зон различной преобразованности ОВ в кровле палеозойских отложений использованы схемы тектонического районирования и геологические карты со снятыми юрскими и более молодыми отложениями (СНИИГГиМС - В.С.Сурков, В.И.Краснов, О.Г.Жеро, Л.В.Смирнов и др.;

ИГНГ СО РАН - Е.А.Елкин, Н.П.Кирда, А.Г.Клец, В.А.Конторович, Ю.Ф.Филиппов и др.; ОАО «СибНАЦ» - В.С.Бочкарев).

Комплексный анализ углепетрографических данных и структурно-тектонических реконструкций показывает выдержанность региональных закономерностей изменения катагенеза ОВ в пределах отдельных тектонических элементов. Это позволило провести границы территорий с различным уровнем зрелости ОВ с учетом структурно-тектонических зон. Выделены четыре зоны катагенеза, включающие одну или две градации (МК2, МК3', МК32-АК|, АК2.3), а также зона метагенеза и начального метаморфизма в предгорных районах Алтая и Салаира.

Преобразованность ОВ в кровле палеозоя варьирует в пределах градаций МК2-АК3 и выше. Наименее изменено ОВ (МК2, /?"„ = 0.85-1.15%) на северо-западе Нарымско-Колпашевской впадины. Крупный массив пород с подобным уровнем зрелости ОВ выявлен на Межовском срединном массиве. К его восточным и западным окраинам катагенез нарастает и отвечает концу градации МК2- началу МК3'. Градация МК2 зафиксирована также на отдельных площадях юга региона. Градации МК3' (/?",, = 1.151.55%) достигло ОВ в Восточно-Пайдугинской впадине и на Солдатско-Михайловском мегаантиклинории. Преобразованность ОВ в пределах градаций МК32-АК1 (/?"„ = 1.55-2.50%) установлена на отдельных участках Межовского срединного массива. Аналогичный катагенез ОВ зафиксирован в Нарымско-Колпашевской впадине, Ажарминском прогибе, Назино-Сенькинском антиклинории. С той же интенсивностью изменено ОВ на значительной территории, протягивающейся субмеридиональной полосой от Верхневасюганского антиклинория на юге через Нижневартовский антиклинорий в центре региона до Худуттейского грабен-рифта на севере. Подобный уровень зрелости ОВ установлен на участке субмеридионального простирания восточнее Уренгойско-Колтогорского грабен-рифта. Аналогичный катагенез ОВ отмечается в Тазовском мегаантиклинории. Относительно крупные блоки пород с катагенезом градаций МКз2-АК, выявлены на Урицком выступе, Уват-Ханты-Мансийском срединном массиве и на ряде площадей Тарско-Муромцевского мегасинклинория, Нурминского мегаантиклинория, Тагильского синклинория.

На большей части Западно-Сибирского мегабассейна в кровле палеозоя ОВ достигло конца апокатагенеза (градации АК2.3, = 2.50-5.00%). Обширная субмеридиональная полоса сильно преобразованного ОВ, протягивающаяся практически через всю территорию региона, выявлена в его восточной части. На юге она через окраину Межовского срединного массива распространяется дальше на восток. Эта единая зона катагенеза занимает южные районы Назино-Сенькинского антиклинория и Айгольского синклинория. Продолжаясь на север, она полностью

охватывает Пьшь-Караминский мегаантиклинорий, юг Тазовского мегаантиклинория и прослеживается до Худосейского грабен-рифта.

Крупный массив карбонатно-глинистых отложений палеозоя с ОВ градации АК3 выявлен на Нижневартовском антиклинории. Аналогичная преобразованность ОВ установлена западнее Уренгойско-Колтогорского грабен-рифта. Значительный блок терригенных пород с ОВ градаций АК2.3 выделен на Верхнедемьянском мегаантиклинории и охватывает часть Верхневасюганского антиклинория. Катагенез ОВ градации АК2 зафиксирован на небольшом участке Солдатско-Михайловского мегаантиклинория. Сильно преобразовано ОВ (АК3) на крайнем юго-западе региона (южнее Вагайско-Ишимской впадины). Локальные участки высокого катагенеза выявлены на отдельных площадях Межовского срединного массива, а также на востоке Томской области. Блок терригенно-карбонатных пород с ОВ градаций АК2.3 выделен на Айгольском синклинории, Назино-Сенькинском антиклинории и прослеживается юго-западнее. На большинстве разведочных площадей Уват-Ханты-Мансийского срединного массива и Шаимского антиклинория ОВ палеозойских отложений достигло градаций АК2.3.

Высокопреобразованные толщи палеозоя вскрыты отдельными скважинами на севере Западно-Сибирского мегабассейна. В скв. Тюменская СГ-6 на глубине ~7.3 км ОВ достигло градации АК3. С той же интенсивностью изменено ОВ на Медвежьей и Надымской площадях Нейтинского прогиба. Конец градации АК2 зафиксирован на Ярудейской площади. Начало метагенеза установлено на Западно-Яротинской и Восходной площадях Байдарацкого прогиба. Далее к северу палеозойский комплекс не вскрыт скважинами. Но, учитывая, что в базальных горизонтах мезозойского осадочного чехла ОВ достигло градаций апокатагенеза, следует полагать, что в палеозойских отложениях катагенез ОВ будет еще больше. Поэтому эта зона высокой преобразованности продолжена в арктические районы мегабассейна.

Сильно преобразовано ОВ (градации АК1.5 и выше) на юге региона (Новосибирская область и смежные районы Алтайского края). Наиболее изменено ОВ в предгорьях Алтая и Салаира, где оно достигло в основном метагенеза и начального метаморфизма. Эта значительная по площади зона начинается от г.Змеиногорска, охватывает северные районы Республики Алтай и заканчивается в предгорьях Салаира. Крупный блок отложений палеозоя (градации АК2.5) выделяется на территории от г.Барнаула до г.Камень-на-Оби, продолжается в Новосибирскую область и до юга Томской. Зона апокатагенеза (АК2.3) выявлена на юге Алтайского края и протягивается узкой полосой от г.Горняк до п.Петропавловское. Локальные участки такого уровня зрелости ОВ зафиксированы в Заринском и

I ЮС ПЛЦИ^^Ь»^

I ьиь-'Ш1пе*А 3$ С.Лгтп,бу„г I

Тюменцевском районах. По сравнению с остальными изученными районами Алтайского края наименее изменено ОВ (АК^) южнее г.Горняк. По геолого-геохимическим материалам предполагаются участки (Панкрушихинский, Шипуновский, Залесовский) умеренного катагенеза на территории Степного Алтая.

Изложенные материалы свидетельствуют о том, что осадочные отложения палеозоя испытали значительные термобарические изменения. В палеозое Западной Сибири существовали все предпосылки для формирования нефтегазопроизводящих отложений с высоким генерационным потенциалом, а начальные геохимические условия (содержание, природа и уровень зрелости ОВ) были благоприятны для генерации углеводородов. Однако высокий уровень катагенеза на большей части территории (градации апокатагенеза), а вследствие этого практически исчерпанный генерационный потенциал ОВ этих толщ, не позволяют рассчитывать на сохранение в них крупных сингенетичных залежей углеводородов. В районах, где мезозойско-кайнозойский платформенный чехол налегает на отложения среднего палеозоя, между ними фиксируется существенный углефикационный скачок. Следовательно, значительная часть залежей к началу формирования чехла уже была разрушена и углеводороды мигрировали к дневной поверхности, хотя отдельные скопления могли сохраниться, что и подтверждается результатами нефтепоисковых работ. Полученные на ряде площадей притоки УВ из зоны контакта платформенного чехла и палеозойского комплекса, судя по геохимическим данным, имеют в основном мезозойский генезис [Костырева, 2004]. Определенный интерес для поисков залежей углеводородов представляет Нюрольский бассейн, на большей части которого осадочные толщи палеозоя до глубин ~4.0 км находятся в главной зоне нефтеобразования, и ОВ способно генерировать нефтяные УВ. Из этих отложений получены различные по интенсивности притоки конденсатного газа и легких нефтей, а в процессе бурения наблюдались многочисленные нефтегазопроявления. В толщах с катагенезом МКз'-АК, градаций отмечались притоки газообразных углеводородов в различных районах региона. В высокопреобразованных отложениях палеозоя (градации АК2.3 и выше) практически полностью исключается возможность сохранения сингенетичных залежей УВ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Усовершенствована методика аналитических исследований и разработаны новые подходы к построению карт катагенеза ОВ (при интерполяции учитывается глубинная зональность катагенеза ОВ в зависимости от тектонического строения фундамента). Комплексная интерпретация геолого-геофизических и геохимических данных, позволила автору создать новые версии схем катагенеза ОВ в верхних и базальных горизонтах юры. Впервые для всей территории мегабассейна построены схемы катагенеза ОВ в кровле триасовых и палеозойских отложений. На новой информационной основе уточнены геологические условия и факторы катагенеза органического вещества, изучены связи катагенеза ОВ и нефтегазоносности. Для такого крупного осадочного бассейна, как Западно-Сибирский, и на столь детально проработанной информационной базе подобное исследование выполнено впервые. Полученные результаты стали одним из основополагающих исходных документов при количественной оценке перспектив нефтегазоносности мезозойских и палеозойских отложений ЗападноСибирской провинции.

Основные результаты выполненных исследований:

1. Большинство исследователей определяют уровень зрелости ОВ в препаратах из углей и углистых включений либо извлекают для этих целей кероген из породы путем растворения ее в сильных кислотах. Однако в морских нефтепроизводящих породах угли и углистые включения обычно отсутствуют, а извлечение керогена из породы приводит к измельчению и нарушению структуры мацералов, изменению их оптических параметров, и как следствие этого к ошибкам в диагностике уровня зрелости ОВ. Для исключения этого автором разработан и на большом фактическом материале апробирован экспрессный метод определения катагенеза по отражательной способности мацералов ОВ в полированных аншлифах пород без выделения керогена. Это позволяет делать замеры практически в любых осадочных породах, содержащих даже малые количества ОВ. Диагностика уровня зрелости производилась в основном по Я",,, а в древних (нижний палеозой, докембрий) и морских отложениях - по псевдовитриниту, для которого составлена шкала изменения показателя отражения с ростом катагенеза.

2. Установлена глубинная зональность катагенеза ОВ в мезозойских толщах Западно-Сибирского мегабассейна. Вниз по разрезу повсеместно увеличивается уровень зрелости ОВ, но градиент этих изменений варьирует по территории. Интенсивность этого процесса связана с характером теплового поля, который в свою очередь зависит от возраста консолидации фундамента, наличия магматических тел, рифтов и разломов. Градиент увеличения отражательной способности витринита с глубиной особенно значителен в зонах, где мезозойские отложения перекрывают гранитные

массивы, а также вдоль рифтов и активных флюидопроводящих разломов (Шаимский, Красноленинский, Салымский и Колтогорский районы с повышенным тепловым потоком). На территориях с добайкапьским возрастом складчатости фундамента (Предъенисейский бассейн) градиент катагенеза с глубиной самый низкий. С учетом этих материалов проведено районирование территории по виду зависимости = ДН).

На основе глубинной зональности катагенеза ОВ в отложениях осадочного чехла уточнены интервалы локализации главной зоны нефтеобразования. На большей части территории юрские отложения находятся в ГЗН (градации МК/"2), и в них сосредоточено подавляющее большинство нефтяных залежей региона (Широтное Приобье, Шаимский район и др.). На севере до глубин -3.6-4.2 км юрские толщи не вышли из ГЗН и могут представлять интерес для поисков нефтяных месторождений. Ниже юрские отложения находятся в глубинной зоне газогенерации (градации МК3'-АК|) и в них возможно сохранение скоплений газа, что подтверждается результатами бурения: получены притоки легких нефтей, сухого и жирного газа. Все промышленные залежи нефти в Западной Сибири находятся преимущественно на глубинах до 4.0 км. Ниже обнаружены скопления легких нефтей либо сухого и жирного газа. На юге региона юрские толщи находятся в ГЗН, и в них возможно сохранение как нефтяных, так и газовых залежей.

3. В кровле юры катагенез ОВ изменяется в пределах градаций ПК,-МК32, а в подошве - ГЖ3-АК3. Распределение зон разной преобразованности ОВ в юрских толщах по территории мегабассейна - типичное проявление регионального статического катагенеза. На окраинах, во Внешнем поясе плиты, ОВ всего юрского комплекса преобразовано только до протокатагенеза (ПК3). По направлению к центральным районам, в которых юрские отложения находятся на более значительных глубинах, катагенез постепенно нарастает и достигает максимума на севере, в пределах Тазовско-Гыданской региональной депрессии, где толщи погружались в зоны с жесткими термобарическими условиями. В кровле юры (,13) уровень зрелости ОВ в областях наибольшего погружения достигает позднего мезокатагенеза (МК32). В подошве юры (-1|.2) преобразованность ОВ, особенно в северной части мегабассейна, значительно выше и достигает позднего апокатагенеза (АК3).

4. В кровле триаса уровень зрелости ОВ варьирует в пределах градаций МК|'-АК2. По окраинам и в центре мегабассейна ОВ умеренно преобразовано (МК,'-МК2) и сильнее на севере (АКЬ2). В базапьных горизонтах триаса северных районов катагенез ОВ достигает градации АК3. Осадочные толщи триаса на большей части региона еще не вышли из ГЗН. Однако террагенный состав ОВ этих отложений позволяет предполагать

образование в них преимущественно газообразных УВ. На севере породы этого возраста находятся в зоне глубинной газогенерации, и в них возможно сохранение только газовых скоплений. Промышленных залежей углеводородов в этих толщах не обнаружено, а полученные притоки нефти из эффузивов триаса имеют, судя по составу УВ-биомаркеров, юрскую природу.

5. Осадочные отложения палеозоя испытали существенные термобарические изменения. В отличие от мезозойских толщ в них значительное влияние оказал динамокатагенез, что проявилось в блоковом распределении зон разной преобразованное™ ОВ. Высокий уровень катагенеза в палеозойских комплексах на большей части территории Западно-Сибирского мегабассейна (градации АК2.3 и выше) и вследствие этого практически полностью исчерпанный генерационный потенциал ОВ этих толщ, не позволяют рассчитывать на сохранение в них крупных сингенетичных залежей углеводородов. Однако присутствие в палеозойских нафтидах УВ-биомаркеров свидетельствует о том, что существуют зоны, в которых палеотермобарические условия недр не приводили к полной деструкции скоплений углеводородов. Так, на значительной территории Нюрольского и Предъенисейского осадочных бассейнов палеозойские толщи до глубин ~4.0 км находятся в ГЗН (МК2-МК3') и в них возможно нахождение скоплений газа и легких нефтей. Эти выводы подтверждаются результатами нефтепоисковых работ. В отложениях с катагенезом МКз'-АК, градаций также могут сохраниться залежи углеводородов: из них были получены притоки сухого и жирного газа в различных районах региона.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Фомин А.Н. Исследование в шлифах рассеянного органического вещества из доюрских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. - 1977 - № 7. - С. 144-147.

2. Фомин А.Н. Взаимосвязь катагенеза рассеянного ОВ и литификации вмещающих толш на примере доюрских отложений юго-востока ЗападноСибирской плиты // Вопросы изучения осадочной оболочки Земли. -Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1978. - С. 6-10.

3. Фомин А.Н. Сравнительная характеристика плотностей палеозойских и мезозойских пород юго-востока Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. -1979.-№3,-С. 121-125.

4. Фомин А.Н. Катагенез доюрских отложений на юго-востоке ЗападноСибирской плиты // Геология и геофизика. - 1980. - № 5. - С. 139-143.

5. Фомин А.Н. Измерение отражательной способности витринита в полированных шлифах II Геология и разведка. - 1981.-№ 12.-С. 130-132.

6. Фомин А.Н. Отражательная способность микрокомпонентов рассеянного органического вещества из доюрских отложений юго-востока ЗападноСибирской плиты // Проблемы литостратиграфии и структурной геологии. -Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1982. - С. 71-77.

7. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской плиты. - Новосибирск: Наука, 1982. - 104 с.

8. Левчук М.А., Фомин А.Н. Катагенез юрских отложений восточной части Енисей-Хатангского прогиба // Геология и нефтегазоносность мезозойских седиментационных бассейнов Сибири. - Новосибирск: Наука, 1983. - С. 128-131.

9. Вышемирский B.C., Запивалов Н.П., Бадмаева Ж.О., Бененсон В.А., Доильницын Е.Ф., Дубатолов В.Н., Зингер A.C., Кунин Н.Я., Московская В.И., Перцева А.П., Рыжкова С.М., Сердюк З.Я., Фомин А.Н., Шугуров В.Ф., Ямковая Л.С. Органическая геохимия палеозойских отложений юга Западно-Сибирской плиты. - Новосибирск: Наука, 1984. - 192 с.

10. Фомин А.Н. Глубинная зональность катагенеза рассеянного органического вещества в доюрских отложениях юго-востока ЗападноСибирской плиты // Геология и геофизика. - 1984. - № 1. - С. 9-15.

11. Фомин А.Н. Диагностика стадий катагенеза по отражательной способности псевдовитринита // Методы исследования природных органических веществ. - Новосибирск: Наука, 1985. - С. 32-37.

12. Фомин А.Н. Углепетрографическое изучение рассеянного органического вещества в шлифах и аншлифах пород // Методы исследования природных органических веществ. - Новосибирск: Наука, 1985. - С. 12-22.

13. Вышемирский B.C., Запивалов Н.П., Фомин А.Н. Проблема нефтеносности палеозоя Запаано-Сибирской плиты в свете тектонических представлений М.К.Коровина // Геология нефте- и угленосных бассейнов Сибири. - Новосибирск: Наука, 1985. - С. 22-33.

14. Фомин А.Н. Катагенез рассеянного органического вещества и его природа в доюрских отложениях юго-запада Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. - 1987. - № 3. - С. 27-33.

15. Фомин А.Н. Углепетрографические исследования в нефтяной геологии. -Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1987. - 166 с.

16. Фомин А.Н. К проблеме взаимосвязей отражательной способности витринита с литологическими особенностями осадочных пород // Литология и полезные ископаемые. - 1989. - № 4. - С. 74-83.

17. Фомин А.Н., Ромахина Г.А. Катагенез рассеянного органического вещества юрско-меловых отложений западной части Енисей-Хатангского прогиба// Геология и геофизика. - 1989. - № 11. - С. 96-100.

18. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности юрских и доюрских отложений Красноленинского свода // Геология и геофизика. - 1992. -№6.-С. 19-24.

19. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Среднего Приобья // Геология и геофизика. - 1994. - № 11. - С. 63-70.

20. Казанский Ю.П., Вакуленко Л.Г., Солотчина Э.П., Фомин А.Н. Зональность постседиментационных изменений в верхнепермских, триасовых и юрских породах Тюменской сверхглубокой скважины // Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья. - Тюмень - Тарко-Сале: ЗапСибНИГНИ, 1995.-С. 170-179.

21. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих мезозойских и палеозойских толщ Западно-Сибирской плиты // Китайско-русский симпозиум по нефтегазоносности палеозоя и протерозоя. - Пекин: Китайская нефтяная корпорация, 1995. - С. 137-157.

22. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества в кровле палеозойских отложений на юго-востоке Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. -1997. - Т. 38. - № 6. - С. 1079-1087.

23. Меленевский В.Н., Фомин А.Н. О глубинной зональности нефте - и газообразования // Геология нефти и газа. - 1997. - № 7. - С. 4-7.

24. Меленевский В.Н., Фомин А.Н. Пиролитические характеристики рассеянного органического вещества палеозойских отложений Западной Сибири // Докл. РАН. - 1998. - Т. 361. -№ 4. - С. 535-538.

25. Данилова В.П., Костырева Е.А., Меленевский В.Н., Фомин А.Н. Геохимия мезозойских отложений востока Томской области // Геология нефти и газа.- 1998.-№8.-С. 33-43.

26. Костырева Е.А., Данилова В.П., Меленевский В.Н., Моисеева Н.В., Фомин А.Н. Геохимия ОВ палеозойских отложений востока Томской области // Геология и геофизика. - 1999. -Т. 40. - № 7. - С. 1086-1091.

27. Фомин А.Н. Катагенез рассеянного ОВ в кровле палеозойских отложений Западно-Сибирской плиты // Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири. - Новосибирск: НИЦ ОИТТМ СО РАН, 1999. - С.106-112.

28. Костырева Е.А., Фомин А.Н., Фурсенко Е.А. Влияние катагенеза на геохимические показатели нефтей и битумоидов баженовской свиты (Западная Сибирь) // Там же. - С. 41-44.

29. Фомин А.Н., Дочкин Д.А., Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества юрских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна // Там же. - С. 71-77.

30. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна // Проблемы литологии, геохимии и рудогенеза осадочного процесса. Т. 2. - М: ГЕОС, 2000. - С. 336-339.

31. Фомин А.Н., Конторович А.Э., Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика. -2001. - Т. 42. - № 11. - С. 1875-1887.

32. Конторович А.Э., Фомин А.Н., Дочкин Д.А. Глубинная зональность катагенеза органического вещества и перспективы нефтегазоносности триас-юрских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна //

Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ. - Пермь: КамНИИКИГС, 2001. - С. 41-56.

33. Болдушевская J1.H., Фомин А.Н., Филиппов Ю.А. Зональность катагенеза органического вещества мезозойских отложений Енисей-Хатангской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областей по данным пиролиза и отражательной способности витринита II Там же. - С. 99-105. «

34. Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования в палеозойских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна // Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ. - М.: ВНИГНИ, 2001. - С.

38-41. »

35. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности осадочных отложений триаса Западно-Сибирской плиты // Прогноз нефтегазоносности фундамента молодых и древних платформ. - Казань: КГУ, 2001. - С. 143-146.

36. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских отложений юго-востока Западно-Сибирского мегабассейна // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Т. 2. - М.: Геос, 2002.-С. 268-271.

37. Конторович А.Э., Данилова В.П., Фомин А.Н., Костырева Е.А., Борисова JI.C., Меленевский В.Н. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов севера Западной Сибири (Тюменская СГ-6) // Известия ТПУ. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений- 2002. -Т.305. -Вып.8. - С. 45-47.

38. Фомин А.Н. Методы диагностики уровня зрелости органического вещества// Там же. - С. 91-93.

39. Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования в осадочных отложениях триаса Западно-Сибирского мегабассейна // Там же. - С. 93-96.

40. Болдушевская J1.H., Филиппов Ю.А., Кринин В.А., Фомин А.Н. • Перспективы нефтегазоносности юрско-меловых отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба и северо-востока Западно-Сибирской плиты

по геохимическим данным // Российская Арктика: геологическая история, минералогия, геоэкология / Под ред. Д.А.Долина, В.С.Суркова. - СПб: ВНИИОкеангеология, 2002. - С. 364-371.

41. Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования в палеозойском осадочном комплексе Западно-Сибирского мегабассейна // Материалы 5-й Международной конференции. - Томск: Институт Оптики атмосферы СО РАН. - 2003. - С. 34-36.

42. Фомин А.Н., Сараев C.B., Данилова В.П. Горючие сланцы Щучьинского синклинория (восточный склон Полярного Урала) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых залежей. - 2004. - №1. - С. 42-46.

43. Москвин В.И., Костырева Е.А., Левчук М.А., Фомин А.Н., Иванова E.H., Зубова Е.А. Геохимия и нефтепроизводяший потенциал органического вещества триас-юрских отложений Северо-Сосьвинского района (Западная Сибирь) // Геология и геофизика. - 2004. - Т. 45. - № 7. - С. 850-856.

44. Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования в палеозойских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика. - 2004. - Т. 45. - №7. - С. 833-842.

45. Фомин А.Н. Сравнительная характеристика преобразованное™ органического вещества палеозойских отложений Алтайского края и смежных районов Западной Сибири в связи с оценкой перспектив их нефтегазоносности // Горные ведомости. - 2005. -№ 2. - С. 12-19.

_Технический редактор О.М. Вараксина_

Подписано к печати 12.01.2005 Формат 60x84/16. Бумага офсет №1. Гарнитура Тайме. Офсетная печать.

_Печ. л. 2,3. Тираж 160. Заказ № 90._

Издательство СО РАН. 630090, Новосибирск, Морской просп., 2. Филиал «Гео». 630090, Новосибирск, просп. Академика Коптюга, 3.

РНБ Русский фонд

2006-4 5143

6618

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Фомин, Александр Николаевич

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ИСТОРИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ КАТАГЕНЕЗА ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА В МЕЗОЗОЙСКИХ И ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО МЕГАБАССЕЙНА

1.1. Мезозойские отложения.

1.2. Палеозойские отложения.

Глава 2. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ УРОВНЯ

КАТАГЕНЕЗА ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА И ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД

2.1. Углепетрографические методы.

2.1.1. Отражательная способность мацералов органического вещества.

2.1.2. Показатель преломления мацералов органического вещества.

2.1.3. Флуоресценция мацералов органического вещества.

2.1.4. Визуальная диагностика уровня зрелости органического вещества.

2.2. Палеонтологические методы.

2.2.1. Окраска микрофоссилий.

2.3. Физико-химические методы исследования керогена и битумоидов.

2.3.1. Углехимические методы.

Элементный состав органического вещества.

Групповой состав органического вещества.

2.3.2. Физико-химические методы.

Пиролиз.

Показатель термической устойчивости.

Дифференциально-термический анализ.

Электронный парамагнитный резонанс.

Дифракция электронов.

Инфракрасная спектроскопия.

Состав асфальтенов.

Биомаркеры.

2.4. Минеральные индикаторы степени преобразованности осадочных пород и заключенного в них органического вещества.

2.4.1. Качественные критерии.

2.4.2. Количественные критерии.

Межзерновые контакты.

Физические свойства терригенных пород.

2.5. Расчетные показатели катагенеза.

Глава 3. КАТАГЕНЕЗ - ВЕДУЩИЙ ФАКТОР, КОНТРОЛИРУЮЩИЙ ГЕНЕРАЦИЮ УГЛЕВОДОРОДОВ И УСЛОВИЯ СОХРАННОСТИ ИХ ЗАЛЕЖЕЙ

3.1. Этапы преобразования органического вещества и вмещающих пород.

3.2. Шкала катагенеза органического вещества.

3.3. Факторы катагенеза органического вещества.

3.4. Типы катагенеза органического вещества.

3.5. Температурная шкала градаций регионального катагенеза.

3.6. Катагенез и зональность нефте - и газообразования.

3.7. Катагенез нефтей.

3.8. Распределение залежей углеводородов в осадочных бассейнах.

3.8.1. По зонам катагенеза.

3.8.2. По пластовым температурам вмещающих толщ.

3.8.3. По глубинам залегания.

3.8.4. Связь фазового состояния залежей углеводородов с генетическим типом органического вещества вмещающих толщ.

Глава 4. КАТАГЕНЕЗ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА И

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МЕЗОЗОЙСКИХ (ЮРА, ТРИАС) ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО МЕГАБАССЕЙНА

4.1. Региональная зональность катагенеза органического вещества.

4.1.1. Юрские отложения.

Верхние горизонты юры.

Базальные горизонты юры.

Закономерности катагенеза органического вещества.

4.1.2. Триасовые отложения.

4.2. Глубинная зональность катагенеза органического вещества.

4.3. Распределение залежей углеводородов по зонам катагенеза в юрско-триасовых отложениях и прогноз перспектив их нефтегазоносности.

Глава 5. КАТАГЕНЕЗ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО МЕГАБАССЕЙНА

5.1. Катагенез органического вещества в кровле палеозойских отложений.

5.2. Глубинная зональность катагенеза органического вещества.

5.3. Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений.

5.3.1. Нефтегазоносность палеозойских отложений.

5.3.2. Прогноз перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений по уровню катагенеза органического вещества.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских (юра, триас) и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна"

Актуальность работы. Сравнительно хорошая изученность меловых резервуаров в мезозойско-кайнозойском осадочном чехле Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции делает весьма актуальной проблему поисков залежей углеводородов в глубокозалегающих толщах юры, триаса и палеозоя. Однако оценки нефтегазоносности этих комплексов весьма противоречивы и являются предметом острых дискуссий уже в течение нескольких десятилетий (с конца 60-х годов XX века).

Высокая нефтегазоносность верхнеюрских отложений особых споров не вызывает. О перспективах нефтегазоносности нижней и средней юры существуют различные точки зрения. Одни исследователи утверждают, что нижне- и среднеюрские толщи содержат значительные ресурсы как нефти, так и газа. Другие считают, что в северных районах эти отложения находятся на больших глубинах, претерпели существенный катагенез и поэтому мало благоприятны для сохранения нефтяных залежей. В них возможно нахождение лишь скоплений газа. Перспективы их нефтеносности могут быть связаны преимущественно с южной половиной региона. Осадочные отложения триаса вскрыты единичными скважинами и поэтому оценка их нефтегазоносности базируется в основном на общегеологических критериях.

О промышленной нефтегазоносности палеозойских толщ споры продолжаются уже многие годы. Еще в 30-е годы XX столетия многие исследователи (М.К.Коровип, Н.А.Кудрявцев, Д.Л.Степанов, Н.П.Туаев, М.М.Чарыгин и др.) при оценке перспектив нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна отдавали предпочтение палеозойским толщам, поскольку по обрамлению в них были обнаружены признаки нефтеносности. После открытия в мезозойских отложениях крупных месторождений нефти и газа осадочные комплексы палеозоя рассматривались лишь в качестве дополнительного резерва прироста запасов УВ (Ф.Г.Гурари, В.П.Казаринов, В.Д.Наливкин, И.И.Нестеров, Л.И.Ровнин, Н.Н.Ростовцев и др.).

С середины 60-х годов XX века, идею поисков углеводородов в палеозое Западной Сибири как самостоятельном этаже нефтегазоносности энергично развивал

A.А.Трофимук. Его поддержали В.С.Вышемирский, Н.П.Запивалов, В.А.Каштанов, Н.П.Кирда, З.Я.Сердюк и др. В частности, они утверждали, что залежи нефти и газа в палеозое пока не обнаружены из-за ошибочной методики их поисков, проводившихся попутно с объектами в мезозойских отложениях. Другая группа исследователей (В.С.Бочкарев, Ф.Г.Гурари, О.Г.Жеро, А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Л.В.Смирнов,

B.С.Сурков, А.Н.Фомин, А.С.Фомичев и др.) более осторожно оценивала и оценивает возможность нахождения крупных сингенетичных залежей в этих толщах. Хотя за последние 30-40 лет в палеозойском комплексе открыто значительное количество залежей УВ, однако природа большинства из них является предметом дискуссий, так как в подавляющей массе они приурочены к зоне контакта палеозойских и мезозойских отложений. Очень важно выяснить, могли ли в палеозое при интенсивной складчатости и высоком катагенезе сохраниться сингенетичные скопления нефти и газа.

От решения проблемы оценки перспектив нефтегазоносности глубоко погруженных комплексов юры, триаса и палеозоя во многом зависит выбор направлений геологоразведочных работ, выработка стратегии лицензирования недр, формирование долгосрочной стратегии развития нефтегазового комплекса Западной Сибири. Исследование катагенеза органического вещества в этих комплексах является необходимым, в значительной мере определяющим компонентом оценки перспектив их нефтегазоносности. Этим определяется актуальность выполненной работы.

Для достижения этой цели автор должен был последовательно решать следующие задачи:

• на представительной коллекции образцов выработать рациональную методику диагностики уровня зрелости ОВ;

Фактический материал и методы исследования. Теоретической основой решения поставленной проблемы является учение о стадийности нефтегазообразования (Н.Б.Вассоевич, Д.Вельте, В.С.Вышемирский, А.Э.Конторович, Н.ВЛопатин, С.Г.Неручев, В.А.Соколов, Б.А.Соколов, Б.Тиссо, А.А.Трофимук, В.А.Успенский, Г.Т.Филиппи, Д.М.Хант и др.), получившее полное подтверждение в результате поисково-разведочных работ на нефть и газ во многих осадочных бассейнах мира.

Обьнефтегазгеология», «Томскнефтегазгеология», «Пурнефтегазгеология», «Мегионнефтегазгеология», «Новосибирскгеология» и др.). Кроме того, были отобраны образцы из обнажений Полярного Урала и юга Западной Сибири (предгорья Алтая и Салаира). Отдельные пробы предоставлены сотрудниками ИГНГ СО РАН (С.Ю.Беляев, Л.Г.Вакуленко, В.С.Вышемирский, Ю.Н.Занин, В.А.Казаненков. Ю.П.Казанский,

B.В.Казарбин, Н.П.Кирда, А.Г.Клец, М.А.Левчук, В.А.Маринов, В.И.Москвин,

C.В.Сараев, В.Ф.Шугуров и др.), Новосибирскгеологии (Н.П.Запивалов, З.Я.Сердюк), ТомскНИПИнефть (В.И.Биджаков, И.В.Гончаров), СибНИИНП (М.Ю.Зубков), КНИИГиМС (Ю.А.Филипцов, Л.Н.Болдушевская), СибНАЦ (В.С.Бочкарев), КамНИИКИГС (Т.В.Бслоконь).

Основной метод диагностики уровня зрелости органического вещества -углспетрографический. В работе использованы преимущественно данные автора (-10 ООО анализов) по отражательной способности мацералов ОВ (в основном витринита), в меньшей мере материалы других исследователей. В морских и древних (нижний палеозой, докембрий) отложениях витринит отсутствует, и преобразованность определялась по псевдовитриниту (водоросли), для которого автором составлена шкала изменения показателя отражения с ростом катагенеза. Иногда для этих целей использовались сорбомикстинит и битуминит. Автором также разработан и на большом фактическом материале апробирован метод определения катагенеза ОВ по отражательной способности мацералов ОВ в полированных аншлифах и шлифах пород без выделения керогена. В отдельных пробах (преимущественно палеозойских), в которых невозможно было провести углепетрографические исследования, катагенез ОВ определялся другими методами: элементный состав керогена, пиролиз (Ттах), плотность аргиллитов, биомаркерные показатели зрелости ОВ и др. Все анализы были выполнены в Лаборатории геохимии нефти и газа ИГНГ СО РАН, в составе которой автор работает с 1974 года.

При построении карт катагенеза при интерполяции и особенно экстраполяции данных были учтены структурные построения по отдельным горизонтам в осадочном чехле, схемы тектонического районирования и геологические карты палеозойского фундамента и др. (редакторы А.Э.Конторович, В.С.Сурков). С учетом этих материалов проведено районирование территории по виду зависимости R°vt = f(H). Интерпретация всех имеющихся данных, позволила автору (при участии А.Э.Конторовича, В.О.Красавчикова, А.В.Истомина, О.Н.Погореловой и др.) построить новые версии схем катагенеза ОВ в верхних и базальных горизонтах юры, а также впервые схемы катагенеза ОВ в кровле триасовых и палеозойских отложений для всей территории Западно-Сибирского мегабассейна.

Защищаемые научные положении и результаты.

1. Разработан и па большом фактическом материале апробирован экспрессный метод диагностики уровня зрелости ОВ по отражательной способности мацералов ОВ в полированных аншлифах пород без выделения керогена. Это позволяет делать замеры практически в любых осадочных породах, содержащих даже малые количества ОВ.

2. В кровле юры катагенез ОВ изменяется в пределах градаций ПК3-МК3" (R vt-0.4-2.0%), а в подошве - ПК3-АК3 (R°vt=0.4-5.0%). Распределение зон разной преобразованности ОВ в юрских толщах по территории региона - типичное проявление регионального статического катагенеза. На окраинах, во Внешнем поясе плиты, ОВ всего юрского комплекса преобразовано только до протокатагенеза (ПКз). По направлению к центральным районам, в которых юрские отложения находятся на более значительных глубинах, катагенез постепенно нарастает и достигает максимума на севере, в пределах Тазовско-Гыданской региональной депрессии, где толщи погружались в зоны с жесткими термобарическими условиями. В кровле юры (J3) уровень зрелости ОВ в областях максимального погружения достигает позднего мезокатагенеза

МК32). В подошве юры (J 1.2) преобразованность ОВ, особенно в северной части мегабассенна, выше и отвечает позднему апокатагенезу (АКз). На большей части Обской ступени и по периферии Тазовско-Гыданской региональной депрессии юрские отложения находятся в главной зоне нефтеобразования (градации МК,1-2, r0vt=0.50-0.85%) и в них сосредоточено подавляющее большинство нефтяных залежей. В северных и арктических областях осадочные толщи нижней и средней юры находятся в глубинной зоне газогенерации (МКз'-АКг, R°vt=1.15-3.50%). Из них получены притоки легких нефтей, жирного и сухого газа.

В кровле триаса уровень зрелости ОВ варьирует в пределах градаций МК/-АК2 (R°vt=0.5-3.5%). По окраинам и в центре мегабассейна органическое вещество умеренно преобразовано (МК|'-МК2, R°vt=0.50-1.15%) и более высоко на севере (АК1.2). В базальных горизонтах триаса северных районов катагенез ОВ достигает градации АКз (R°vt >3.5%). Осадочные толщи триаса на большей части региона еще не вышли из главной зоны нефтеобразования. Однако террагенный состав ОВ этих отложений позволяет предполагать образование в них преимущественно газообразных УВ. На севере породы находятся в зоне глубинной газогенерации и в них возможно сохранение только газовых залежей. Промышленных месторождений углеводородов в этих толщах не обнаружено, а полученные притоки нефти из эффузивов триаса имеют, судя по составу УВ-биомаркеров, юрскую природу.

4. Преобразованность ОВ в кровле палеозоя изменяется в пределах градаций МКг-АК3 (R° vt-0.85-5.0%). На большей части территории Западно-Сибирского мегабассейна уровень зрелости органического вещества отвечает среднему и позднему апокатагенезу (градации АК2-3, R°vt>2.50%). Между юрскими и палеозойскими толщами обычно отмечается существенный скачок в уровне катагенеза ОВ (AR°vt=l.0-4.0%), что указывает либо на значительную мощность размытых отложений перед началом формирования мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, либо на значительную роль динамокатагенеза в эпохи тектонической активизации и складчатости. Высокий уровень катагенеза в палеозойских комплексах на большей части региона и вследствие этого практически полностью исчерпанный генерационный потенциал ОВ этих толщ не позволяют рассчитывать на сохранение в них крупных сннгенетичных залежей УВ. В отложениях с более умеренным катагенезом (МК2-МК31, R°vt=0.85-1.55%) в Нюрольском и Предъенисейском бассейнах возможно нахождение скоплений легких нефтей и газа. На значительной территории этих бассейнов осадочные толщи палеозоя до глубин -4.0 км находятся в ГЗН, и ОВ способно генерировать нефтяные углеводороды.

5. Сингенетичные залежи углеводородов в мезозое и палеозое приурочены к отложениям, находящимся в главных зонах нефте- и газообразования. В юре нефтяные месторождения обнаружены преимущественно в толщах с уровнем зрелости ОВ градаций МК,1"2 (R°vt=0.50-0.85%), а газовые - ПКз-МК,1 (R°vt=0.40-0.65%). Нефтяные залежи палеозоя находятся в толщах с уровнем зрелости ОВ градации МК2 (R0vt=0.85-1.15%). При более высоком катагенезе (МКз'-AKi, R°u=1.55-2.50%) из отложений мезозоя и палеозоя получены притоки сухого и жирного газа. В толщах с преобразованностью ОВ конца апокатагенеза и выше (R°vt >3.50%) отсутствуют скопления сингенетичных углеводородов.

Научная новизна работы. Личный вклад.

• Автором разработан и апробирован экспрессный метод диагностики уровня зрелости ОВ по отражательной способности мацералов ОВ в полированных аншлифах пород без выделения керогена. В морских и древних (нижний палеозой, докембрий) толщах определения выполнялись по псевдовитриниту (водоросли), для которого автором составлена шкала изменения показателя отражения с ростом катагенеза.

• Установлена связь нефтегазоносности осадочных толщ с катагенезом ОВ: в юре нефтяные месторождения обнаружены преимущественно в отложениях с уровнем зрелости ОВ градаций MKj1"2, а газовые - ПКз-МК/. Нефтяные залежи палеозоя приурочены к толщам с преобразованностыо ОВ градации МК2, иногда МК31. При более высоком катагенезе (МКз'-АК|) из отложений мезозоя и палеозоя получены только притоки газа.

• Установленная глубинная зональность катагенеза ОВ в мезозойских и палеозойских осадочных отложениях Западно-Сибирского мегабассейна позволила: о выявить, что на большей части территории между юрскими и палеозойскими толщами отмечается существенный скачок в уровне катагенеза ОВ (AR0vt= 1.0-4.0%); о уточнить глубины нахождения главных зон нефте- и газообразования: до глубин ~4.0 км отложения мезозоя находятся в главной зоне нефтеобразования, а ниже в глубинной зоне газообразования.

• Установлена связь между нефтегазоносностыо глубоких горизонтов и уровнем катагенеза в них: до глубин -4.0 км (градации МК/-МК2) в толщах были обнаружены залежи нефти и газа, в интервале 4.0-5.5 км (МКз'-АКО получены притоки легких нефтей, сухого и жирного газа, а ниже (градации АК2-3) отмечались лишь единичные газопроявления.

• По уровню катагенеза дан прогноз перспектив нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений: в толщах с уровнем зрелости ОВ градаций ПК3-МК2 возможно нахождение нефтяных и газовых залежей, МКз'-АК| - газа и легких нефтей, АК2-з - практически бесперспективны для поисков сингенегичных залежей углеводородов.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались автором (иногда соавторами) на семи Международных и 14-ти Российских конференциях и симпозиумах: «Бассейны черносланцевой седиментации» (г. Новосибирск, 1991); «Результаты работ по региональной научной программе "Поиск"» (г. Новосибирск, 1995); «Перспективы нефтегазоносности слабоизученных комплексов юго-востока Западно-Сибирской плиты» (г. Томск, 1995); «Результаты бурения и исследования ТСГ-6» (г. Пермь, 1995); «Нефтегазоносность палеозоя и протерозоя» (р Пекин, 1995); «Геология и нефтегазоносность Надым-Тазовского междуречья» (п. Тарко-Сале, 1995); «Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ» (г. Санкт-Петербург, 1999); «Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири» (г. Новосибирск, 1999); «Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ» (г. Пермь, 2000); «4-я Международная конф. по химии нефти и газа» (г. Томск, 2000); «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (г. Москва, 2000); «Геология и нефтегазоносность ЗападноСибирского мегабассейна» (г. Тюмень, 2000); «Поиски и добыча нефти в трудных условиях» (г. Санкт-Петербург, 2001); «Геологическое строение и горное образование» (г. Томск, 2001); «Теория нафтидогенеза и органическая геохимия на рубеже веков» (г. Новосибирск, 2002); «Химия нефти и газа» (г. Томск, 2003); «Актуальные фундаментальные и прикладные проблемы геологии и геохимии нефти и газа» (г. Новосибирск, 2004); «Эволюция тектонических процессов в истории Земли» г. Новосибирск, 2004); «Геологические модели строения и нефтегазоносность доюрского комплекса Западно-Сибирской геосинеклизы» (г. Тюмень, 2004); «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции» (г. Тюмень, 2004); «Региональная геология и углеводородные системы осадочных бассейнов Европы и России» (г. Прага, 2004).

По теме диссертации опубликовано лично и в соавторстве 122 работы.

Работа выполнена в Лаборатории геохимии нефти и газа Института геологии нефти и газа СО РАН (г. Новосибирск).

Благодарности. Автор начинал свою деятельность в составе научной школы академика А.А.Трофимука и профессора B.C.Вышемирского. Последние пятнадцать лет он работает в научной школе академика А.Э.Конторовича. Большое влияние на становление автора как специалиста оказали общение и консультации с такими известными учеными, как А.К.Головко, Ф.Г.Гурари, О.Г.Жеро, Н.П.Запивалов, Ю.Н.Карогодин, В.А.Каширцев, В.А.Конторович, А.Р.Курчиков, Н.В.Лопатин, С.Г.Неручев, И.И.Нестеров, В.С.Сурков, Г.М.Парпарова, В.И.Москвин, И.Д.Полякова, Л.В.Ровнина, Е.А.Рогозина, П.А.Трушков, А.С.Фомичев, Т.В.Белоконь, В.С.Бочкарев, И.В.Гончаров, В.И.Горбачев, В.И.Горшков, Ю.Н.Занин, М.Ю.Зубков, Ю.П.Казанский, А.В.Каныгин, Н.П.Кирда, А.Г.Клец, В.А.Каштанов, А.И.Ларичев, В.Н.Мелепевский, Н.В.Сенников, З.Я.Сердюк, Л.В.Смирнов, Е.И.Соболева, Ю.А.Филипцов, А.В.Хоменко, С.Л.Шварцев, Г.Г.Шемин, Б.Н.Шурыгин и др.

При создании электронных схем катагенеза ОВ юрских отложений неоценимую помощь автору оказали специалисты ИГНГ СО РАН С.Ю.Беляев, Д.А.Дочкин, А.В.Истомин, Д.В.Косяков, В.О.Красавчиков, Д.В.Малев-Ланецкий, О.Н.Погорелова, О.П.Тропина и др. При диагностике уровня зрелости ОВ по данным физико-химических методов существенно помогли консультации Л.И.Богородской,

В.П.Даниловой, Е.А.Костыревой, В.Н.Меленевского, В.Ф.Шугурова, Т.С.Юсупова и др. Всем своим коллегам автор искренне благодарен.

Заключение Диссертация по теме "Геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых", Фомин, Александр Николаевич

Основные результаты выполненных исследований: 1. Большинство исследователей определяют уровень зрелости ОВ в препаратах из углей и углистых включений либо извлекают для этих целей кероген из породы путем растворения ее в сильных кислотах. Однако в морских нефтепроизводящих породах угли и углистые включения обычно отсутствуют, а извлечение керогена из породы приводит к измельчению и нарушению структуры мацералов, изменению их оптических параметров, и как следствие этого к ошибкам в диагностике уровня зрелости ОВ. Для исключения этого автором разработан и на большом фактическом материале апробирован экспрессный метод определения катагенеза по отражательной способности мацералов ОВ в полированных аншлифах пород без выделения керогена. Это позволяет делать замеры практически в любых осадочных породах, содержащих даже малые количества ОВ. Диагностика уровня зрелости производилась в основном по R"vi, а в древних (нижний палеозой, докембрий) и морских отложениях - по псевдовитриниту, для которого составлена шкала изменения показателя отражения с ростом катагенеза.

2. Установлена глубинная зональность катагенеза ОВ в мезозойских толщах Западно-Сибирского мегабассейна. Вниз по разрезу повсеместно увеличивается уровень зрелости ОВ, по градиент этих изменений варьирует по территории. Интенсивность этого процесса связана с характером теплового поля, который в свою очередь зависит от возраста консолидации фундамента, наличия магматических тел, рифтов и разломов. Градиент увеличения отражательной способности витринита с глубиной особенно значителен в зонах, где мезозойские отложения перекрывают гранитные массивы, а также вдоль рифтов и активных флюидопроводящих разломов (Шаимский, Красноленинский, Салымский и Колтогорский районы с повышенным тепловым потоком). На территориях с добайкальским возрастом складчатости фундамента (Предъенисейский бассейн) градиент катагенеза с глубиной самый низкий. С учетом этих материалов проведено районирование территории по виду зависимости R°vt = f(H).

На основе глубинной зональности катагенеза ОВ в отложениях осадочного чехла уточнены интервалы локализации главной зоны нефтеобразования. На большей части территории юрские отложения находятся в ГЗН (градации MKi'*2), и в них сосредоточено подавляющее большинство нефтяных залежей региона (Широтное Приобье, Шаимский район и др.). На севере до глубин ~3.6-4.2 км юрские толщи не вышли из ГЗН и могут представлять интерес для поисков нефтяных месторождений. Ниже юрские отложения находятся в глубинной зоне газогенерации (градации МКз'-АК|) и в них возможно сохранение скоплений газа, что подтверждается результатами бурения: получены притоки легких нефтей, сухого и жирного газа. Все промышленные залежи нефти в Западной Сибири находятся преимущественно на глубинах до 4.0 км. Ниже обнаружены скопления легких нефтей либо сухого и жирного газа. На юге региона юрские толщи находятся в ГЗН, и в них возможно сохранение как нефтяных, так и газовых залежей.

3. В кровле юры катагенез ОВ изменяется в пределах градаций ПК3-МК32, а в подошве - ПК3-АК3. Распределение зон разной преобразованности ОВ в юрских толщах по территории мегабассейна - типичное проявление регионального статического катагенеза. На окраинах, во Внешнем поясе плиты, ОВ всего юрского комплекса преобразовано только до протокатагенеза (ПКз). По направлению к центральным районам, в которых юрские отложения находятся па более значительных глубинах, катагенез постепенно нарастает и достигает максимума на севере, в пределах Тазовско-Гыданской региональной депрессии, где толщи погружались в зоны с жесткими термобарическими условиями. В кровле юры (J3) уровень зрелости ОВ в областях наибольшего погружения достигает позднего мезокатагенеза (МК32). В подошве юры (J1-2) преобразованность ОВ, особенно в северной части мегабассейна, значительно выше и достигает позднего апокатагенеза (АКз).

4. В кровле триаса уровень зрелости ОВ варьирует в пределах градаций MKi'-AK2. По окраинам и в центре мегабассейна ОВ умеренно преобразовано (MKi'-Mfo) и сильнее на севере (АК[.2). В базальных горизонтах триаса северных районов катагенез ОВ достигает градации АК3. Осадочные толщи триаса на большей части региона еще не вышли из ГЗН. Однако террагенный состав ОВ этих отложений позволяет предполагать образование в них преимущественно газообразных УВ. На севере породы этого возраста находятся в зоне глубинной газогенерации, и в них возможно сохранение только газовых скоплений. Промышленных залежей углеводородов в этих толщах не обнаружено, а полученные притоки нефти из эффузивов триаса имеют, судя по составу УВ-биомаркеров, юрскую природу.

5. Осадочные отложения палеозоя испытали существенные термобарические изменения. В отличие от мезозойских толщ в них значительное влияние оказал динамокатагенез, что проявилось в блоковом распределении зон разной преобразованности ОВ. Высокий уровень катагенеза в палеозойских комплексах на большей части территории Западно-Сибирского мегабассейна (градации АК2-3 и выше) и вследствие этого практически полностью исчерпанный генерационный потенциал ОВ этих толщ, не позволяют рассчитывать на сохранение в них крупных сингенетичных залежей углеводородов. Однако присутствие в палеозойских пафтидах УВ-биомаркеров свидетельствует о том, что существуют зоны, в которых палеотермобарические условия недр не приводили к полной деструкции скоплений углеводородов. Так, на значительной территории Нюрольского и Предьеписейского осадочных бассейнов палеозойские толщи до глубин ~4.0 км находятся в ГЗН (МК2-МК3') и в них возможно нахождение скоплений газа и легких нефтей. Эти выводы подтверждаются результатами нефтепоисковых работ. В отложениях с катагенезом МКз'-АК] градаций также могут сохраниться залежи углеводородов: из них были получены притоки сухого и жирного газа в различных районах региона.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе впервые за последние 35 лет обобщен материал по катагенезу органического вещества в палеозойских, триасовых и юрских комплексах Западно-Сибирского мегабассейна. Усовершенствована методика аналитических исследований и разработаны новые подходы к построению карт катагенеза ОВ (при интерполяции учитывается глубинная зональность катагенеза ОВ в зависимости от тектонического строения фундамента). Комплексная интерпретация геолого-геофизических и геохимических данных, позволила автору создать новые версии схем катагенеза ОВ в верхних и базальных горизонтах юры. Впервые для всей территории мегабассейна построены схемы катагенеза ОВ в кровле триасовых и палеозойских отложений. На новой информационной основе уточнены геологические условия и факторы катагенеза органического вещества, изучены связи катагенеза ОВ и нефтегазоносности. Для такого крупного осадочного бассейна, как Западно-Сибирский, и на столь детально проработанной информационной базе подобное исследование выполнено впервые. Полученные результаты стали одним из основополагающих исходных документов при количественной оценке перспектив нефтегазоносности мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирской провинции.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Фомин, Александр Николаевич, Новосибирск

1. Адаменко О.М. Предалтайская впадина и проблемы формирования предгорных опусканий. - Новосибирск: Наука, 1976.- 183 с.

2. Акрамходжаев A.M. Нефть и газ продукты преобразования органического вещества. - М.: Наука, 1982. - 761 с.

3. Акрамходжаев A.M. Органическое вещество основной источник нефти и газа (в свете новых лабораторно-экспериментальных данных). - Ташкент: Фан, 1973. - 203 с.

4. Алексеев Н.Н., Михайлов В.А., Гаврильев Н.Н. Зона критических глубин терригенных пород в катагенезе // ДАН СССР. 1990. Т. 311. - № 1. - С. 164-167.

5. Аммосов И.И. Литификация и нефтеносность // Петрология углей и парагенез горючих ископаемых / Под ред. И.И.Аммосова. М.: Наука, 1967. - С. 5-80.

6. Аммосов И.И. Органическое вещество углей как показатель степени литификации осадочных пород // Угленосные формации и угольные месторождения / Под ред. И.И.Горского и П.П.Тимофеева. М.: Наука, 1968. - С. 67-75.

7. Аммосов И.И. Основы петрологии битуминитов (по данным исследования битуминитов нижнего кембрия Восточной Сибири) // Химия твердого топлива. 1973. -№2.-С. 18-23.

8. Аммосов И.И. Причина изменений отражательной способности 'Чпометаморфного" витринита // Химия твердого топлива. 1974. - № 4. - С. 3-12.

9. Аммосов И.И. Стадии изменения осадочных пород и парагенетические отношения горючих ископаемых // Советская геология. 1961. - № 4. - С. 7-24.

10. Аммосов И.И., Горшков В.И. Взаимосвязь катагенеза и нефтегазоносности отложений Западно-Сибирской низменности // Рассеянные включения угля в осадочных породах / Под ред. И.И.Аммосова. М.: Наука, 1969. - С. 5-81.

11. Аммосов И.И., Горшков В.И. О литификации и нефтеносности осадочного чехла Западно-Сибирской низменности // Геология и нефтегазоносность центральной части Западно-Сибирской низменности / Под ред. С.Г.Саркисяна. М.: Наука, 1968.-С.111-127.

12. Аммосов И.И., Горшков В.И. Рассеянные угольные включения нефтеносных отложений Западно-Сибирской низменности // Матер, к 9 совещанию работников лабор. геол. организ.-Д.: Недра, 1965. Вып. 8. С. 149-153.

13. Аммосов И.И., Еремин И.В., Калмыков Г.С. Шкала антралитификации // Тр. ИГИРГИ. 1971. Вып. 2. С. 17-24.

14. Анализ углей Кузбасса пиролитическим методом // В.Н.Меленевский, Ю.Ф.Патраков, В.И.Сухоручко, С.А.Семенова / Мат-лы 5 междунар. конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». М.: МГУ, 2001. - С. 303-305.

15. Андреев П.Ф., Двали М.Ф., Силина Н.П. Новый метод исследования рассеянного органического вещества горных пород // Геохимический сборник, № 5. JL: Гостоптехиздат, 1958. С. 189-192.

16. Аронов С.Г., Нестеренко JI.JI. Химия твердых горючих ископаемых. Харьков: ХГУ, 1960.-370 с.

17. Бабинкова Н.И., Калмыков Г.С. Превращение гумусовых частиц в сапропелевой среде (на примере оленекского богхеда) // 3-е геол. совещание по твердым горючим ископаемым: Тез. докл. Ростов - на-Дону, 1967. С. 34-38.

18. Бакиров А.А. Общие закономерности формирования концентраций нефтегазонакопления и поисковые их критерии // Критерии поисков зон нефтегазопакопления / Под ред. А.А.Бакирова и Н.В.Марасановой. М.: Наука, 1979. С. 5-29.

19. Барташевич О.А., Чуткерашвили С.Е. Использование методов ядерного магнитного резонанса низкого разрешения и электронного парамагнитного резонанса при массовых исследованиях органического вещества в керне // Тр. ВНИИЯГГ. 1975. Вып. 20. С. 10-28.

20. Белокопь Т.В. Распределение металлопорфиринов в нефтях различных нефтегазоносных регионов // Геохимия. 1987. - № 6. - С. 877-889.

21. Беляев С.Ю., Башарин А.К. Современная структура, история формирования и нефтегазоносность зоны сочленения Сибирской платформы и Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. 2001. - Т.42. - №4. - С.736-745.

22. Биомаркеры в нефтях восточных районах Сибирской платформы как индикаторы условий формирования нефтепроизводящих отложений // В.А.Каширцев, А.Э.Конторович, Р.П.Филп и др. / Геология и геофизика. 1999. - № 11.- С. 1700-1710.

23. Биомаркеры и геохимическая типизация нефтей // Ал.А.Петров, Н.Н.Абрютина, О.А.Орефьев и др. / Проблемы происхождения нефти и газа; Под ред. О.К.Баженовой. -М.: Наука, 1994. С. 54-88.

24. Биометки нефтей Западной Сибири // Н.С.Воробьева, З.К.Земскова, В.Г.Пунанов и др. / Нефтехимия. 1992. - Т. 32. - № 5. - С. 405-420.

25. Богородская Л.И. Методические рекомендации по рациональному комплексу химических методов исследования нерастворимого органического вещества. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 1986. 74 с.

26. Богородская Л.И., Конторович А.Э. Химический состав рассеянного в осадочных породах органического вещества и пути его классификации // Седикахиты на разных этапах литогенеза / Под ред. Н.Б.Вассоевича. М.: Наука, 1982. С. 49-59.

27. Борисова JI.C., Конторович А.Э. Методические рекомендации по схеме изучения асфальтенов для целей диагностики нефтепроизводящих пород и количественной оценки перспектив нефтегазоносности. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991. -28 с.

28. Борукаев Г.Ч. Геохимия органического вещества юрских отложений Тюменской сверхглубокой скважины СГ-6 // Геохимия нефтегазоносных отложений Сибири / Под ред. В.С.Суркова. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991. С. 150-158.

29. Бочкарев B.C. Тектонические условия замыкания геосинклиналей и ранние этапы развития молодых платформ. М.: Недра, 1973. - 127 с.

30. Бочкарев B.C. Проблемы тектоники Западной Сибири // Тектоника Западной Сибири / Под ред. И.И.Нестерова. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1987. С. 5-29.

31. Бочкарев B.C. Тампейская серия Западной Сибири // Триас Западной Сибири (материалы к стратиграфическому совещанию по мезозою Западно-Сибирской плиты) / Под ред. А.М.Казакова. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2001. С. 49-54.

32. Бочкарев B.C., Брехунцов A.M., Дещеня Н.П. Палеозой и триас Западной Сибири // Геология и геофизика. 2003. - Т. 44 - № 1-2. - С. 120-143.

33. Вассоевич Н.Б. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. М.: Наука, 1986.- 196 с.

34. Вассоевич Н.Б. Происхождение нефти // Вестник МГУ, сер. геол. 1975. - № 5. -С.3-23.

35. Вассоевич Н.Б. Главная фаза нефтеобразования // Вестник МГУ, сер. геол. -1969.-№ 6.-С. 3-27.

36. Вассоевич Н.Б. Еще о терминах для обозначения стадий и этапов литогенеза // Тр. ВНИГРИ. Вып. 190. Л.: Гостоптехиздат, 1962. С. 220-242.

37. Вассоевич Н.Б. Исходное вещество для нефти и газа // Происхождение нефти и газа и формирование их месторождений / Под ред. М.Ф.Мирчинка. М.: Недра, 1972. С. 39-70.

38. Вассоевич Н.Б. О терминологии, применяемой для обозначения стадий и этапов литогенеза // Геология и геохимия. Вып. 1. № 7. - Л.: Гостоптехиздат, 1957. - С. 33-42.

39. Вассоевич Н.Б. Образование нефти в терригенных отложениях (на примере чокракско-караганских слоев Терского передового прогиба) // Вопросы образования нефти / Под ред. Н.Б.Вассоевича. Л.: Гостоптехиздат, 1958. С. 9-220.

40. Вассоевич Н.Б. Основные стадии изменения осадка и породы (стадии литогенеза) // Спутник полевого геолога-нефтяника / Под ред. Н.Б.Вассоевича. М.: Гостоптехиздат, 1954. Т. 2. С. 414-422.

41. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти // Изв. АН СССР, сер. геол.- 1967.-№ И.-С. 137-142.

42. Вассоевич Н.Б., Лопатин Н.В. Нефтематеринский потенциал и его реализация в процессе литогенеза // Ресурсы энергетического сырья. Горючие ископаемые / Под ред. В.В.Семеновича. М.: Наука, 1980. С. 71-94.

43. Вассоевич Н.Б., Соколов Б.А., Конюхов А.И. Литолого-геохимические критерии нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов // Изв. вузов. Геология и разведка. -1976,-№7. -С. 55-60.

44. Вебер В.В. Диагенетическая стадия образования нефти и газа. М.: Недра, 1978.143 с.

45. Вебер В.В. Проблема нефтеносности Донецкого бассейна. М.: Гостоптехиздат, 1945.-86 с.

46. Велев В., Шишков Г., Минчев Д. Изменение отражательной способности витринита под воздействием органических растворителей и органических кислот // Списание на българского геологическо дружество. 1976. - Т. 1. - С. 112-116.

47. Виноградова Т.Л., Чахмахчев В.А., Агафонова З.Г., Якубсон З.В. Углеводородные и гетероатомные соединения показатели термической зрелости органического вещества пород и нафтидов // Геология нефти и газа. - 2001. - № 6. - С. 49-55.

48. Влияние кислотной обработки на точность определения стадий катагенеза рассеянного органического вещества // В.В.Иванцова, Л.С.Беляева, Г.С.Калмыков и др. / Химия твердого топлива. 1981. - № 5. - С. 43-49.

49. Волкова И.Б. Органическая петрология. Л.: Наука, 1990. - 300 с.

50. Вышемирский B.C. Влияние катагенеза на свойства нефтей и углеводородных газов. Новосибирск: НГУ, 1988. - 34 с.

51. Вышемирский B.C. Геологические условия метаморфизма углей и нефтей. -Саратов: СГУ, 1963.-378 с.

52. Вышемирский B.C. О формах проявления динамометаморфизма углей // Геология и геофизика. 1968. - № 4. - С. 23-31.

53. Вышемирский B.C. Применение метода углеродного коэффициента при прогнозах нефтеносности // Геология нефти и газа. 1958. - № 6. - С. 46-50.

54. Вышемирский B.C., Жутовт А.К., Зингер А.С. Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности промежуточного тектонического комплекса Западно-Сибирской плиты // ДАН СССР. 1975. - Т. 225. - № 4. - С. 932-935.

55. Габриелян А.Г., Анисимова М.Н., Климова Л.А. Региональный метаморфизм и характеристика коллекторов и нефтей Нижнего Поволжья // Геология нефти и газа. -1974.-№7.-С. 53-59.

56. Газообразование и основные закономерности распределения газов в недрах // Г.И.Амурский, Х.Ф.Джамалова, В.И.Ермаков и др. / Основные условия генерации и аккумуляции нефти и газа; Под ред. В.Д.Наливкина и М.М.Алиева. М.: Наука, 1978. С. 110-122.

57. Ганимов Э.М. Генезис газов на севере Западной Сибири по данным 813С и 8D метана // Доклады РАН. 1995. Т. 342. - № 3. - С. 371-374.

58. Галимов Э.М., Кодина Л.А. Исследование органического вещества и газов в осадочных толщах дна Мирового океана. М.: Наука, 1982. - 228 с.

59. Генерация углеводородов в процессе литогенеза осадков // Т.Э.Баранова, С.Н.Белецкая, С.Г.Неручев и др. Новосибирск: Наука, 1976. - 200 с.

60. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности // З.Т.Алескерова, Г.С.Крицук, П.Ф.Ли и др.; Под ред. Н.Н.Ростовцева. -М.: Госгеолтехиздат, 1958. 391 с.

61. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений левобережья Енисея (Тыйская параметрическая скважина) // В.А.Каштанов, А.И.Варламов, В.П.Данилова и др. Новосибирск: ОИГГиМ СО РАН. - 1995. - 53 с.

62. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности кембрия и верхнего протерозоя западной окраины Сибирской платформы (левобережье Енисея) // А.Э.Конторович, А.С.Ефимов, В.А.Кринин и др. / Геология и геофизика. 2000.- Т. 41. -№ 12.-С. 1615-1636.

63. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности новой нефтяной базы СССР / Ф.Г.Гурари, В.П.Казаринов, Ю.К.Миронов и др. - Новосибирск: Наука, 1963.-202 с.

64. Геология и полезные ископаемые России. Том 2. Западная Сибирь / Под ред. А.Э.Конторовича и В.С.Суркова. С-Петербург: ВСЕГЕИ, 2000. - 477 с.

65. Геология и условия формирования гигантской Талинской зоны газонефтенакоплеиия в континентальных отложениях нижней юры (Западная Сибирь) // А.Э.Конторович, В.Е.Андрусевич, С.А.Афанасьев и др. / Геология и геофизика 1995. -№ 6. - С. 5-28.

66. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов и др. М.: Наука, 1975. - 680 с.

67. Геохимические критерии нефтегазоносности и условия формирования скоплений нефти и газа в мезозойских отложениях севера Западно-Сибирской плиты /

68. A.Э.Конторович, Л.И.Богородская, С.И.Голышев и др. Новосибирск: Труды СНИИГГиМС. 1980. Вып. 283. 150 с.

69. Геохимические критерии прогноза нефтегазоносности палеозойских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты // А.Э.Конторович, И.А.Олли, В.И.Биджаков и др. / Труды СНИИГГиМС. 1980. Вып. 275. С. 4-24.

70. Геохимия и генезис палеозойских нефтей Западной Сибири // А.Э.Конторович,

71. B.П.Данилова, Е.А.Костырева и др. / Геохимия. 1998. -№ 1. - С. 3-17.

72. Геохимия мезозойских отложений нефтегазоносных бассейнов Западной Сибири / А.Э.Конторович, И.Д.Полякова, П.А.Трушков и др. М.: Недра, 1971. - 86 с.

73. Геохимия органического вещества палеозойских отложений востока Томской области (на примере разреза скв. Вездеходная-4) // Е.А.Костырева, В.П.Данилова, В.Н.Меленевский и др. / Геология и геофизика. 1999. Т. 40. - № 7. - С. 1086-1091.

74. Геохимия юрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирской низменности / А.Э.Конторович, Е.Л.Берман, Л.И.Богородская и др. М.: Наука, 1971. - 251 с.

75. Гинзбург А.И. К вопросу об эволюции фюзена при метаморфизме в углях Средней Азии // Материалы ВНИГРИ. Вып. 8. Л.: Гостоптехиздат, 1956. С. 252-258.

76. Гинзбург А.И., Лапо А.В., Летушова И.А. Рациональный комплекс петрографических и химических методов исследования углей и горючих сланцев. Л.: Недра, 1976.- 168 с.

77. Глебовская Е.А. Применение инфракрасной спектрометрии в нефтяной геохимии. Л.: Недра, 1971. - 140 с.

78. Глебовская Е.А., Мельцанская Т.Н., Сургова Н.З. Инфракрасные спектры битумоидов рассеянного органического вещества пород. // Изв. АН СССР, сер. геол. -1971.-№5.-С. 110-124.

79. Голицын М.В. Газ и нефть из угля // Природа. 1991. - № 12. - С. 77-81.

80. Голицын М.В., Козлова Л.Е., Кузнецова А.А. Метаморфизм каустобиолитов Карагандинского бассейна. М.: Наука, 1970. - 136 с.

81. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.: Недра, 1987. - 181 с.

82. Горшков В.И. Некоторые закономерности катагенеза и нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности: Автореф. дисс. к. г.-м. н. -М.: МГУ, 1967.-20 с.

83. Горшков В.И. Палеогеотермия и нефтегазоносность осадочных толщ: Автореф. дисс. д-ра геол.-мин. наук. М., 1983. - 50 с.

84. Горшков В.И. О закономерностях распределения нефти в отложениях палеозоя Куйбышевской области по стадиям катагенеза и палеотемпературам // Нефтегазовая геология и геофизика 1973. - № 9. - С. 6-8.

85. Горшков В.И. Отражательная способность угольных включений мезозоя Западно-Сибирской низменности в связи с нефтегазоносностыо. // 2-я общемосковская конф. молодых научных сотрудников: Тез. докл. М.: 1966. С. 16-18.

86. ГОСТ 12113 94. Угли бурые, каменные и антрациты, твердые рассеянные органические вещества и углеродистые материалы. Метод определения показателя отражения. - М.: изд.-во стандартов, 1994. - 12 с.

87. Губкин И.М. Учение о нефти. М.: Наука, 1975. - 384 с.

88. Гурари Ф.Г. Научные основы нефтегазопоисковых и разведочных работ в Западно-Сибирской низменности // Материалы конференции по проблеме освоения и использования нефти и газа Томской области. Томск: ТГУ, 1966. С. 41-54.

89. Гурари Ф.Г., Запивалов Н.П., Нестеров И.И. Нефтегазоносность отложений платформенного чехла. Характеристика нефтегазосодержащих толщ // Геология СССР, т. 44, ч. 2 / Под ред. Н.Н.Ростовцева. М.: Недра, 1964. С. 87-147.

90. Гурари Ф.Г., Зимин Ю.Г., Карогодин Ю.Н. Термодинамические факторы дифференциального размещения нефтяных и газовых залежей Западной Сибири // ДАН СССР. 1972. Т. 203. - №2. - С. 453-455.

91. Гурари Ф.Г., Микуленко К.И., Старосельцев B.C. Тектоника мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: СНИИГГиМС. 1971.149 с.

92. Гурари Ф.Г., Нестеров И.И. Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности отложений фундамента // Геология СССР, т. 44, ч. 2 / Под ред. Н.Н.Ростовцева. М.: Недра, 1964. С. 24-28.

93. Гурари Ф.Г., Нестеров И.И., Ростовцев Н.Н. Условия формирования нефтяных и газовых залежей Западно-Сибирской низменности // Геология СССР, т. 44, ч. 2 / Под ред. Н.Н.Ростовцева. М.: Недра, 1964. С. 210-245.

94. Гурари Ф.Г., Зимин Ю.Г., Конторович А.Э. Дизъюнктивная тектоника ЗападноСибирской плиты // Геология и нефтегазоносность юго-востока Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: Труды СНИИГГиМС, 1967. Вып. 65. С. 146-178.

95. Гуревич А.Б., Волкова Г.М., Богданова М.В. Прогноз угленосности и качества углей при ГС-200 и ГДП-200. С-Петербург: ВСЕГЕИ, 2001. 144 с.

96. Гуревич А.Б., Гаврилова О.И. Метаморфизм ископаемых углей // Угленосные формации и петрология углей/ Под ред. М.В.Голицына. J1.: Тр. ВСЕГЕИ. Т. 332, 1985. С. 107-115.

97. ИЗ. Добрецов H.JT., Кирдяшкин А.Г. Глубинная геодинамика. Новосибирск: СО РАН НИЦ ОИГГМ СО РАН, 1994. - 229 с.

98. Добрянский А.Ф. Геохимия нефти. Л.: Гостоптехиздат, 1948. - 475 с.

99. Добрянский А.Ф. Химия нефти. -J1.: Гостоптехиздат, 1961. 260 с.

100. Донабедов А.Т. Физические свойства горных пород угленосных месторождений как индикаторы степени метаморфизма углей // Изв. АН СССР, сер. геол., 1943. № 4-5. -С. 99-115.

101. Думлер Л.Ф. Явление термального метаморфизма на примере Тениз-Коржункульского бассейна и других месторождений Центрального Казахстана: Автореф. дисс. к. г.-м. н. Алма-Ата, 1965. - 16 с.

102. Емец Т.П., Лопатин Н.В., Литвинова В.Н. Катагенез и углеводородный потенциал юрских отложений севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1986. -№ 1.- С. 53-58.

103. Емец Т.П., Лопатин Н.В., Симоненкова О.И. Нефтематеринские свойства глубокопогруженных отложений тюменской свиты Западно-Сибирского бассейна // Условия нефтегазообразования на больших глубинах / Под ред. С.Н.Симакова. М.: Наука, 1988. С. 93-97.

104. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Новые данные о катагенетической превращенности органического вещества базатьных горизонтов осадочного чехла северных районов Западно-Сибирской плиты // ДАН СССР. 1990. Т. 314. - № 5. - С. 1197-1201.

105. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных формациях. М.: Недра, 1984. - 205 с.

106. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит. М.: Недра, 1986. - 222 с.

107. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Термоглубинные условия газонефтеносности юрских отложений северных районов Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1988. -№ 11.-С. 17-22.

108. Жемчужников Ю.А. .Общая геология каустобиолитов. Л.- М.: ОНТИ. Вып. 1. 1935.-547 с.

109. Жемчужников Ю.А. Общая геология ископаемых углей. М.: Углетехиздат, 1948.-492 с.

110. Жемчужников Ю.А., Гинзбург А.И. Основы петрологии углей. М.: Изд. АН СССР, 1960.-400 с.

111. Жузе Т.П., Юшкевич Г.Н., Ушаков Г.С. Общие закономерности поведения газонефтяных систем на больших глубинах // ДАН АН СССР. 1963. Т. 152. - № 3. - С. 713-716.

112. Забрамный Д.Т. К вопросу о процессах углеобразования. М.: Труды лабор. геол. угля АН СССР. Вып. 6. 1956. - С. 26-32.

113. Завьялов В.М., Кучма Л.М., Мельничук Т.В. Прогноз нефтегазоносности больших глубин Днспрово-Донецкой впадипы // Критерии и методы прогнозирования нефтегазоносности больших глубин / Под ред. С.Н.Симакова. Л.: ВНИГРИ, 1990. С. 156-162.

114. Закономерности катагенеза органического вещества и вмещающих пород // Г.Н.Перозио, И.Д.Полякова, Л.И.Богородская, Е.И.Соболева / Геология и геофизика. -1981. № 9. - С. 11-16.

115. Закономерности размещения залежей нефти и газа в фундаменте ЗападноСибирской плиты // В.С.Сурков, Л.В.Смирнов, А.Е.Еханин, Л.Г.Смирнова / Нефтегазоносность фундамента осадочных бассейнов. М.: Недра, 2002. С. 132-143.

116. Западно-Сибирская низменность новая база нефтегазодобычи СССР // Ф.Г.Гурари, В.П.Казаринов, М.В.Касьянов и др. / Геология и геофизика. - 1961. - № 10. -С. 3-15.

117. Запивалов Н.П. Нефтегазоносность фундамента Западной Сибири // Горные ведомости. Тюмень: ОАО «СибНАЦ», 2004. С. 3-11.

118. Запивалов Н.П., Плуман И.И. Геолого-геохимические предпосылки открытия залежей нефти и газа в палеозое юга Западной Сибири. Новосибирск: Тр. СНИИГГиМС. Вып. 255. 1977. С. 39-45.

119. Зимин Ю.Г., Конторович А.Э., Шведкова Л.И. Геотермическая характеристика мезозойских отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Геология и геофизика. 1967. - № 5. - С. 26-33.

120. Иванов В.В., Клубов Б.А. К вопросу нефтеобразования в карбонатных породах // Изв. АН СССР, сер. геол. 1977. - № 12. - С. 99-106.

121. Иванов Г.А. Угленосные формации (Закономерности строения, образования, изменения и генетическая классификация). Л.: Наука, 1967. - 408 с.

122. Иванцив О.Э., Стасив В.П., Уженков Г.О. К определению степени метаморфизма углистого вещества термографическим методом // Геология и геохимия горючих ископаемых. Киев: Республиканский межведом. сборник. 1973. Вып. 36. - С. 80-85.

123. Иванцова В.В., Черников К.А. Результаты изучения рассеянного органического вещества и битумов пород Западно-Сибирской плиты // Тр. ВНИГРИ. Вып. 236. Л.: Наука, 1965. С. 157-184.

124. Иванцова В.В., Трушков П.А., Калмыков Г.С. О катагенезе органического вещества домезозойских пород юго-востока Западно-Сибирской плиты // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень, 1981. - № 50. - С. 13-17.

125. Игнатченко Н.А. Влияние землетрясений на условия формирования пород // Литология и полезные ископаемые. 1968. - № 2. - С. 7-11.

126. Ильинская В.В. Генетическая связь углеводородов органического вещества пород и нефтей. М.: Недра, 1985. - 175 с.

127. Ископаемые угли генераторы углеводородов / М.В.Голицын, А.М.Голицын, И.В.Зубкова, Н.В.Пронина // История нефти и газа в осадочных бассейнах. - М.: МГУ, 1994. С. 56-75.

128. Историко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности / Л.А.Польстер, Ю.А.Висковский, В.А.Николенко и др. М.: Недра, 1984. - 200 с.

129. История изучения восточной части Западной Сибири // А.Н.Задоенко, И.С.Муртаев, О.Б.Дмитриева и др. / Геология нефти и газа. 2004. - № 4. - С. 2-11.

130. История и интенсивность нефтеобразования в юрских и неокомских отложениях севера Западно-Сибирской плиты // Методы оценки нефте и газоматеринского потенциала седиментитов: Тез. докл. - М.: МГУ, 1979. С. 18-24.

131. Казаков A.M. Главнейшие этапы геологического развития Сибири в триасе // Триас Западной Сибири (материалы к стратиграфическому совещанию по мезозою Западно-Сибирской плиты) / Под ред. А.М.Казакова. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2001. С. 140-147.

132. Казаринов В.В. О влиянии глубинных разломов на температурное поле Хапчагайского поднятия//Тр. СНИИГГиМС. Вып. 137. 1971. С. 164-169.

133. Калинко М.К. Генезис микронефтепроявлений кальдеры вулкана Узон (Восточная Камчатка) // Тр. ВНИГНИ. Вып. 175. 1975. С. 50-58.

134. Калинко М.К. Тайны образования нефти и горючих газов. М.: Недра, 1981. -193 с.

135. Калмыков Г.С. Витринит, его отражательная способность и методы определения // Петрология и парагенез горючих ископаемых / Под ред. И.И.Аммосова. -М.: Наука, 1967. С. 81-126.

136. Калмыков Г.С. Петрографический состав и метаморфизм углей Кизеловского бассейна. М.: АН СССР, 1960. - 118 с.

137. Калмыков Г.С. Распознавание витринита по отражательной способности в двух оптических средах // Накопление и преобразование седикахитов / Под ред. Н.Б.Вассоевича и П.П.Тимофеева. М.: Наука, 1979. С. 143-152.

138. Камьянов В.Ф., Аксенов B.C., Титов В.И. Гетероатомные компоненты нефтей. -Новосибирск: Наука, 1983. 237 с.

139. Канана Я.Ф., Матвеев А.К. К вопросу определения палеотемператур осадочных толщ // Бюл. Моск. общества испыт. природы. Отд. геол. 1986. № 4. - С. 110-121.

140. Карпова Г.В. Глинистые минералы и их эволюция в терригенных отложениях. -М.: Недра, 1972.- 172 с.

141. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа. М.: Недра, 1978. - 280 с.

142. Касаточкин В.И. Проблема молекулярного строения и структурная химия природных углей // Химия твердого топлива. 1969. - № 4. - С. 33-48.

143. Катагенез и нефтегазоносность // Г.М.Парпарова, С.Г.Неручев, А.В.Жукова и др. Л.: Недра, 1981. - 240 с.

144. Катагенез органического вещества в палеозойских отложениях юго-восточной части Западно-Сибирской равнины // В.С.Вышемирский, О.П.Вышемирская, Г.М.Парпарова и др. / Геология и геофизика. 1976. - № 1. - С. 25-31.

145. Каталог данных по тепловому потоку Сибири (1966-1984г.г.) // А.Д.Дучков, А.Р.Курчиков, Б.П.Ставицкий и др. Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1985. - 82 с.

146. Ким Н.Г., Летушова И.А. Закономерности изменения химических свойств углей в ряду регионального метаморфизма // Вопросы метаморфизма углей и эпигенез вмещающих толщ /Под ред. Г.А.Иванова, Е.О.Погребицкого.- Л.:Наука,1968. С. 106-121.

147. Кирда Н.П. Новые направления поисков месторождений нефти и газа в Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1995. - № 6. - С. 9-18.

148. Клещев К.А., Шеин B.C. Перспективы нефтегазоносности фундамента Западной Сибири. М.: ВНИГНИ, 2004. - 214 с.

149. К методике измерения отражательной способности микрокомпонентов органического вещества осадочных пород // Т.П.Емец, Л.Д.Бурмистрова, Е.М.Заславский, Н.ВЛопатин / Изв. АН СССР, сер. геол. 1974. - № 6. - С. 151-153.

150. Козлов В.П. Значение регионального метаморфизма при поисках нефти и газа // Советская геология. 1958. - № 5. - С. 46-63.

151. Конторович А.Э, Данилова В.П., Диндойн В.М. Изменение химического состава гумусового органического вещества и его парамагнитных свойств в зоне катагенеза // ДАН СССР. 1973. Т. 209. - № 6. - С. 1431-1434.

152. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. М.: Недра, 1976. - 248 с.

153. Конторович А.Э. Геохимия юрских и нижнемеловых отложений ЗападноСибирской низменности в связи с оценкой перспектив их нефтегазоносности: Автореф. дисс. канд. г.-м. н., Новосибирск: 1964. 20 с.

154. Конторович А.Э. Катагенез рассеянного органического вещества и нефтеобразование // Проблемы нефтеносности Сибири / Под ред. А.Л.Яншина. М.: Наука, 1971. С. 51-69.

155. Конторович А.Э., Борисова JI.C. Геохимия асфальтенов рассеянного органического вещества угленосных толщ //Геология и геофизика. 1989. - №5. -С. 3-10.

156. Конторович А.Э., Изосимова О.Н., Трушков П.А. Масштабы и особенности процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в зоне катагенеза //Литология и геохимия нефтегазоносных областей Сибири/Тр. СНИИГГиМС. Вып. 193. 1974. С. 5-12.

157. Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазоносности (на примере мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности) // Геология и геофизика. 1967. - № 2. - С. 16-29.

158. Конторович А.Э., Рогозина Е.А., Трофимук А.А. Первичная миграция углеводородов и диагностика нефтепроизводящих толщ. М.: Недра, 1972. - 180 с.

159. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Геохимия юрских и палеозойских нефтей юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты и их генезис // Тр. СНИИГГиМС. 1977. Вып. 255. С. 46-62.

160. Конторович А.Э., Стасова О.Ф., Фомичев А.С. Нефти базальных горизонтов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты / Геология нефтегазоносных районов Сибири // Труды СНИИГГиМС. 1964. Вып. 32. С. 27-39.

161. Конторович А.Э., Трофимук А.А. Литогенез и нефтегазообразование // Горючие ископаемые. Проблемы геологии и геохимии нафтидов и битуминозных пород / Под ред. Н.Б.Вассоевича. М.: Наука, 1976. С. 19-36.

162. Конторович А.Э., Меленевский В.Н. Учение о главной фазе пефтеобразовапия и его место в осадочно-миграциониой теории нафтидогенеза // Изв. АН СССР, сер. геол. -1988.-№ 1.-С. 3-13.

163. Копелиович А.В. Эпигенез древних толщ юго-запада Русской платформы. М.: Наука, 1965.-312 с.

164. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы исследования рассеянного органического вещества осадочных пород. М.: Недра, 1976. - 229 с.

165. Кос И.М., Белкин Н.М., Курышева Н.К. Сейсмогеологическое строение доюрских образований Рогожниковского лицензионного участка // Пути реализациинефтегазового потенциала ХМАО, т.З. Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2004. - С. 153-163.

166. Коссовская А.Г., Логвиненко Н.В., Шутов В.Д. О стадиях формирования и изменения терригенных пород // ДАН СССР. 1957. Т. 116. - № 2. - С. 293-296.

167. Коссовская А.Г., Шутов В.Д. Корреляция зон регионального эпигенеза и метагенеза в терригенных и вулканогенных породах // ДАН СССР. 1961. Т. 139. - № 3. - С. 285-288.

168. Костырева Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей на юго-востоке Западной Сибири. // Геология и геофизика. 2004. Т.45. - №7. - С. 1817-1824.

169. Кравцов А.И., Погребнов Н.И. Месторождения горючих полезных ископаемых. -М.: Недра, 1975.- 149 с.

170. К разработке генетической классификации рассеянного органического вещества пород // В.А.Успенский, Ф.Б.Инденбом, А.С.Чернышева, В.Н.Сенникова / Л.: Тр. ВНИГРИ. 1958. Вып. 128. С. 221-314.

171. Красавчиков В.О. Комплексная интерпретация слабо согласованных геолого-геофизических данных при построении региональных структурных карт (на примере осадочного чехла ЗСП) // Геология и геофизика. 2002. - Т. 43. - № 5. - С. 454-467.

172. Краюшкин В.А. К оценке перспектив нефтегазоносности осадочных толщ на больших глубинах // Условия нефтегазообразования на больших глубинах / Под ред. С.Н.Симакова. М.: Наука, 1988. С. 216-270.

173. Кругликов Н.М. Связь между разломами в фундаменте и тепловыми аномалиями в чехле // Сравнительный анализ нефтегазоносности и тектоники ЗападноСибирской плиты. Л.: Недра, 1965. С. 117-124.

174. Крылова Н.М. Метод определения степени метаморфизма гумусовых углей по показателям преломления // ДАН СССР. 1952. Т. 85. - № 4. - С. 875-878.

175. Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Преобразование и взаимодействие геофизических полей в литосфере. М.: Недра, 1990. - 267 с.

176. Куклинский А.Е., Пушкина Р.А. Использование физико-химических свойств нефтей как критериев поиска залежей // Перспективы нефтегазоносности

177. Прикаспийского региона и геолого-технологические особенности строительства скважин / Под ред. В.Н.Михальковой и А.В.Ферштер. М.: Недра, 1984. С. 59-64.

178. Кулибакина И.Б., Гуляева Н.Д., Арефьев О.А. Реликтовые углеводороды — показатель генетического типа и степени преобразованности каустобиолитов // Изв. АН СССР, сер. геол. 1982. - № 4. - С. 131-134.

179. Куликов Д.П. Связь теплового потока с геологическим строением фундамента Западно-Сибирской плиты // Геология нефти и газа. 1984. - №3. - С. 58-60.

180. Курбский Г.П. Геохимия нефтей Татарии. М.: Наука, 1987. - 168 с.

181. Курчиков А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности. М.: Недра, 1992.-231 с.

182. B.А.Каплун. Пермь: Звезда, 2000. С. 194-198.

183. Левенштейн М.Л. О генетических закономерностях изменения качества углей в Донецком бассейне // Геология месторождений угля и горючих сланцев СССР / Под ред.

184. C.А.Скробова. М.: Гостоптехиздат, 1963. Т. 1. С. 348-405.

185. Левенштейн М.Л. Основные проблемы регионального метаморфизма углей // Геология угольных месторождений /Под ред. М.В.Голицына.-М.:Наука, 1969. С.113-123.

186. Лейфман И.Е. Особенности биомаркеров и генезис зрелых нефтей // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Тез. докл: М.: МГУ, 1999. С. 152-154.

187. Лиллей Э.Р. Геология нефти и природного газа. М. ОНТИ, 1938. - 483 с.

188. Логвиненко Н.В Постдиагенетические изменения осадочных пород. Л.: Наука,1968.-94 с.

189. Логвиненко Н.В., Орлова Л.В. Образование и изменение осадочных пород на континенте и в океане. Л.: Недра, 1987. - 237 с.

190. Лопатин Н.В. О главной фазе нефтеобразования // Изв. АН СССР, сер. геол.1969.- №5. -С. 69-76.

191. Лопатин Н.В. О естественных границах шкалы катагенеза // Накопление и преобразование седикахитов / Под ред. Н.Б.Вассоевича. М.: Наука, 1979. С. 209-217.

192. Лопатин Н.В. О роли геологического времени в процессах карбонизации каменных углей // Вестник МГУ, сер. геол. 1969. - № 1. - С. 96-98.

193. Лопатин Н.В. Температура и геологическое время как факторы углефикации // Изв. АН СССР, сер. геол. 1971. - № 3. - С. 95-106.

194. Лопатин Н.В., Бостик Н.Х. Геологические факторы катагенеза углей // Природа органического вещества современных и ископаемых осадков / Под ред. Н.Б.Вассоевича. -М.: Недра, 1973. С. 79-90.

195. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Новые данные о катагенезе глубокопогруженных юрских отложений Уренгойского района //ДАН СССР. 1984. Т. 279. - № 4. - С. 954-958.

196. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. М.: Наука, 1987.— 144 с.

197. Маврицкий Б.Ф. О геотермических условиях Западно-Сибирского артезианского бассейна // ДАН СССР. 1959. -Т. 129. - № 5. - С. 67-70.

198. Мазор Ю.Р. Стадийность преобразования органического вещества углей // Успехи в развитии осадочно-миграционной теории нефтегазообразования / Под ред. В.Е.Хаина. М.: Наука, 1983. С. 203-220.

199. Максимов С.П., Лоджевская М.И., Самвелов В.Г. Фазовое состояние углеводородов на больших глубинах в нефтегазоносных бассейнах различных типов // Условия нефтегазообразования на больших глубинах / Под ред. С.Н.Симакова. М.: Наука, 1988. С. 171-176.

200. Минский Н.А. О некоторых геохимических причинах, влияющих на глубину распределения основных запасов нефти // ДАН СССР. 1972. Т. 204. - № 6. - С. 12251228.

201. Матвеев А.К. Геологические факторы и вероятный механизм процесса метаморфизма углей // Советская геология. 1945. - № 7. - С. 79-87.

202. Матвеевская А.Л., Иванова Е.Ф. Геологическое строение южной части ЗападноСибирской низменности в связи с вопросами нефтегазоносности. М.-Л.: АН СССР, 1960.-264 с.

203. Махнач А.С., Панов В.В. Новые данные о палеотемпературах осадочного чехла // ДАН СССР. 1976. Т. 226. - № 3. - С. 677-680.

204. Меленевский В.Н. Методические рекомендации по применению пиролитических методов моделирования в органической геохимии. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991.-48 с.

205. Меленевский В.Н., Фомин А.Н. О глубинной зональности нефте и газообразования // Геология нефти и газа. - 1997. - № 7. - С. 4-7.

206. Меленевский В.Н., Фомин А.Н. Пиролитические характеристики рассеянного органического вещества палеозойских отложений Западной Сибири // Доклады РАН. -1998. Т. 361,-№4.-С. 535-538.

207. Метаморфизм органического вещества и распределение углеводородных газов на севере Западно-Сибирской низменности // В.И.Горшков, В.И.Ермаков, Н.Н.Немченко, А.С.Ровенская / Нефть и газ Тюмени. Тюмень: ЗапСибНИГНИ. 1971. № 12. С. 1-6.

208. Методы изучения осадочных пород. Том I / Под ред. Н.М.Страхова М.: Гос. паучио-техн. изд-во литературы по геологии и охране недр, 1957. '612 с.

209. Методы тектонического анализа нефтегазоносных областей Западной Сибири // В.С.Бочкарев, Е.М.Максимов, М.И.Мишульский, Ю.Н.Федоров / Под ред. И.И.Нестерова. М.: Недра, 1980. - 193 с.

210. Миронов К.В. Справочник геолога-угольщика. М.: Недра, 1982. - 311 с.

211. Миронов Ю.К., Ровнин Л.И., Казаринов В.П. Прогнозы нефтегазоносности // Геология и нефтеносность Западно-Сибирской низменности / Под ред. Д.В.Дробышева и В.П.Казаринова. М.: Гостоптехиздат, 1958. С. 84-96.

212. Моисеенко У.И., Смыслов А.А. Температура земных недр.-Л.: Недра, 1986. -180 с.

213. Мокринский В.В. Метаморфизм углей Южной Якутии // Южно-Якутская угленосная площадь / Под ред. А.К.Матвеева. М.: Изд. АН СССР, 1961. С. 382-420.

214. Молчанов И.И. Взаимосвязь зон углефикации с тектоническими структурами в Прокопьевском и Киселевском районах Кузбасса// Вестник ЗСГУ. Новокузнецк. - 1947. - № 4. - С. 32-39.

215. Муратов В.И. Геология каустобиолитов. М.: Высшая школа, 1970. - 360 с.

216. Нгуен Бьеу К вопросу о количественной оценке вторичных изменений песчаных пород // Вестник ЛГУ. 1973. - № 12. - С. 15-22.

217. Немченко Н.Н., Ровенская А.С. Происхождение природных газов гигантских газовых залежей севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1999. - № 1-2. - С. 45-56.

218. Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Гиршгорн Л.Ш. Прогноз фазового состояния углеводородов на больших глубинах в Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1989. -№ 11.-С.2-8.

219. Неручев С.Г. К изучению главной фазы нефтеобразования // Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых / Под ред. В.Е.Хаина. М.: Наука, 1973. С. 43-48.

220. Неручев С.Г. Катагенез рассеянного органического вещества и генерация нефти и газа в процессе погружения осадков // ДАН СССР. 1970. Т. 194. - С. 1186-1189.

221. Неручев С.Г., Вассоевич Н.Б., Лопатин. Н.В. О шкале катагенеза в связи с нефтегазообразованием // Горючие ископаемые. Проблемы геологии нафтидов и битуминозных пород / Под ред. Н.Б.Вассоевича. М.: Наука, 1976. С. 47-62.

222. Неручев С.Г., Парпарова Г.М. О роли геологического времени в процессах метаморфизма углей и рассеянного органического вещества пород // Геология и геофизика. 1972. - № 10. - С. 3-10.

223. Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Капченко Л.Н. Главная фаза газообразования -один из этапов катагенетической эволюции сапропелевого рассеянного органического вещества // Геология и геофизика. 1973. - № 10. - С. 14-16.

224. Нестеров И.И. Уплотнение глинистых пород // Советская геология. 1965. -№12.-С. 69-80.

225. Нестеров И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности. Тюмень: Тр. ЗапСибНИГНИ. 1969. Вып. 15. - 336 с.

226. Нестеров И.И. Фундаментальная геологическая паука основа развития газовой и нефтяной индустрии севера Западной Сибири // Повышение эффективности освоения газовых месторождений крайнего севера / Под ред. Р.И.Вяхирева. - М.: Наука, 1997. С. 139-144.

227. Нестеров И.И. Генезис и формирование залежей углеводородного сырья // Геология нефти и газа. 2004. - № 2. - С. 38-47.

228. Нестеров И.И., Бочкарев B.C. Триас-юрский период развития Западной Сибири // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа / Под ред. И.С.Грамберга. Новосибирск: Наука, 1991. С. 110-116.

229. Нестеров И.И., Ставицкий Б.П., Курчиков А.Р. Соотношение современных и максимальных палеотемператур в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты // Изв. АН СССР, сер. геол. 1982. - № 12. - С. 112-120.

230. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления. М.: Недра, 1987. -232 с.

231. Нефтегазогенерационный потенциал на больших глубинах //И.Д.Полякова, Г.Ч.Борукаев, Г.Н.Перозио, М.Ф.Соколова /Доклады РАН.-1995. Т.345. №2.- С.236-239.

232. Нефтегазоносность больших глубин // Ю.Т.Афанасьев, Ю.С.Кувыкин, Н.Е.Оводов и др. М.: Наука, 1980. - 120 с.

233. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири // И.И.Нестеров, И.Н.Ушатинский, А.Я.Малыхин и др. М.: Недра, 1987. - 256 с.

234. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. Западно-Сибирский бассейн //А.Э.Конторович, В.С.Сурков, А.А.Трофимук и др. Новосибирск: Февраль, 1994.-201с.

235. Нефтепроизводящие свойства отложений среднего палеозоя Нюрольского бассейна // И.А.Олли, Л.И.Богородская, Н.М.Бабина и др. / Современные геохимические методы диагностики нефтематеринских отложений; Под ред. А.Э.Конторовича. М.: Наука, 1986. С. 95-107.

236. Нефтепроизводящие толщи и условия образования нефти в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности / А.Э.Конторович, Н.М.Бабина, Л.И.Богородская и др. Л.: Недра, 1967. - 224 с.

237. Нефть и газ больших глубин / М.С.Моделевский, Г.С.Гуревич, Е.М.Хартуков и др. М.: Недра, 1983. - 224 с.

238. Новейшая тектоника нефтегазоносных областей Сибири // И.П.Варламов, Р.О.Галабала, П.П.Генералов и др.-Новосибирск:Тр. СНИИГГиМС. 1981. Вып.285.-239с.

239. Новые данные по экспериментальному изучению преобразования органического вещества с использованием механических полей // А.А.Трофимук, Н.В.Черский, В.П.Царев, Г.И.Сороко / ДАН СССР. 1981. Т. 257. - № 1. - С. 207-211.

240. Овнатанова Н.С., Петросьянц М.А. Палеотермометрирование по окраске конодонтов и спор //ДАН СССР. 1984. Т. 276. - № 6. - С. 1446-1449.

241. О природе нефти из палеозойских отложений Ханты-Мансийской впадины Западной Сибири // В.Л.Барсуков, Э.М.Галимов, Н.В.Лопатин и др. / ДАН СССР. 1985. Т. 283.-№ 1.-С. 184-187.

242. О природе сигналов ЭПР в углях различной степени метаморфизма / Ю.Б.Тютюнников, И.С.Ромоданов, Л.Г.Синцеров, А.В.Гребенчук // Химия твердого топлива. 1968. -№4.-С. 113-135.

243. Органическая геохимия мезозойских нефтегазоносных отложений Сибири / А.Э.Конторович, И.Д.Полякова, О.Ф.Стасова и др. М.: Недра, 1974. - 188 с.

244. Органическая геохимия палеозойских отложений юга Западно-Сибирской плиты / В.С.Вышемирский, Н.П.Запивалов, Ж.О.Бадмаева и др. Новосибирск: Наука, 1984.- 192 с.

245. Органическая геохимия молекул-биомаркеров новое направление в исследованиях нафтидов Сибирской платформы // В.А.Каширцев, О.Н.Чалая, И.Н.Зуева, Н.П.Меметова / Наука и образование. - 1998. - № 2(10). - С. 69-74.

246. Орлова JI.B. Новый метод количественной оценки степени изменения структуры обломочных пород. // Реферативная информация о законченных НИР в вузах УССР. Киев: Высшая школа, 1974. Вып. 8. С. 16-17.

247. Осадчий В.Г. Геотермия зон нефтегазонакопления: Дисс. д-ра. г.-м. н. Львов, 1990.-298 с.

248. Основы геологии горючих ископаемых / В.В.Семенович, И.В.Высоцкий, Ю.И.Корчагина и др. М.: Недра, 1987. - 397 с.

249. Основные представления о нефтегазоносности больших глубин // М.Д.Белонин, С.Г.Неручев, С.Н.Симаков, В.П.Якуцени /Критерии и методы прогнозирования нефтегазоносности больших глубин; Под ред. С.Н.Симакова. Л.: ВНИГРИ, 1990. С. 1535.

250. Палеогеотермические критерии размещения нефтяных залежей // И.И.Аммосов, В.И.Горшков, Н.П.Гречишников, Г.С.Калмыков. М.: Недра, 1977. - 156 с.

251. Палеотемпературы зон нефтеобразования // И.И.Аммосов, Б.Г.Бабашкин, Н.П.Гречишников и др. М.: Наука, 1975. - 112 с.

252. Парпарова Г.М. Изучение рассеянного органического вещества пород петрографическими методами//Тр. ВНИГРИ. 1963. Вып. 220. С. 273-302.

253. Парпарова Г.М. Метаморфизм органического вещества мезозойских отложений Сургутского района (Западно-Сибирская низменность) // Геология и геофизика. 1966. -№ 7. - С. 11-23.

254. Парпарова Г.М., Жукова А.В. Углепетрографические методы в изучении осадочных пород и полезных ископаемых. -Л.: Недра, 1990. 308 с.

255. Парпарова Г.М., Жукова А.В., Каплан М.Е. и др. Вещественный состав, степень метаморфизма обугленных растительных остатков и стадий катагенеза вмещающих пород некоторых районов Западно-Сибирской низменности // Тр. ВНИГРИ. 1971. Вып. 294. С. 130-147.

256. Парпарова Г.М., Неручев С.Г. Вещественно-петрографический состав рассеянного органического вещества мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности // Тр. ВНИГРИ. 1971. Вып. 294. С. 3-26.

257. Парпарова Г.М., Чистякова А.С., Крылова Л.И. Методика углепетрографического исследования остаточного органического вещества пород // Литология и полезные ископаемые. 1966. - № 5. - С. 140-142.

258. Перепечина Е.А. К вопросу о связи между степенью метаморфизма углей и вмещающих пород в угольных месторождениях Урала // Изв. АН СССР, сер. геол. -1943.-№5.-С. 82-97.

259. Перозио Г.Н. Эпигенез терригенных осадочных пород юры и мела центральной и юго-восточной частей Западно-Сибирской низменности. М.: Недра, 1971. - 118 с.

260. Перспективы нефтегазоносности Западной Сибири // М.К.Коровин, Н.А.Кудрявцев, ДЛ.Степанов и др. / Под ред. Н.А.Кудрявцева. М.-Л.: Госгеолиздат, 1948.-407 с.

261. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. - 419 с.

262. Петров Ал.А. Геохимическая типизация нефтей // Геохимия. 1994. - №6. - С. 876-891.

263. Петрографические типы углей СССР / А.И.Гинзбург, Е.С.Корженевская, И.Б.Волкова и др. М.: Недра, 1975. - 247 с.

264. Петрография углей СССР. Основы петрографии углей и методы углепетрографических исследований / И.Б.Волкова, И.Э.Вальц, О.И.Гаврилова и др. Л.: Недра, 1982.- 191 с.

265. Петрология органических веществ в геологии горючих ископаемых / И.И.Аммосов, В.И.Горшков, Н.П.Гречишников и др. М.: Наука, 1987. - 336 с.

266. Петрология углей / Э.Штах, М.Т.Маковски, М.Тейхмюллер и др. М.: Мир, 1978.-554 с.

267. Петроеьянц М.А., Овиатанова Н.С. Оптические методы определения катагенеза и метаморфизма органического вещества // Обз. инф. ВНИИ орг. упр. и экон. нефтегаз. пром-ти. Нефтегазовая геология и геофизика. 1982. - № 10/30. - 28 с.

268. Петроеьянц М.А., Овнатанова Н.С. Палиноморфы и конодонты как регистраторы катагенеза и метаморфизма органического вещества // Известия вузов. Геология и разведка. 1983. - № 2. - С. 34-39.

269. Петроеьянц М.А., Овнатанова Н.С. Роль микрофоссилий в определении степени катагенеза органического вещества // Итоги науки и техники ВИНИТИ. Общ. геол. -1985. -№ 19.-С. 5-12.

270. Пиролиз как метод изучения нефтегазогенерационного потенциала материнских пород // А.Э.Конторович, В.Н.Меленевский, А.С.Фомичев, Г.Ю.Шведенков / Геология нефти и газа. 1986. -№ 12.-С. 36-41.

271. Погребицкий Е.О. К вопросу о метаморфизме углей Донбасса // Советская геология. 1964.-№ 11.-С. 106-108.

272. Порфирьев В.Б. Метаморфизм ископаемых углей. Львов: ЛГУ, 1948. - 182с.

273. Полякова И.Д., Борукаев Г.Ч. Геохимия органического вещества осадочно-вулканогенного триаса на больших глубинах Западно-Сибирской плиты // Геохимия. -1999.-№5.-С. 516-521.

274. Посыльный В.Я. О метаморфизме углей Сахалина // Вопросы геологии угля / Под ред. К.И.Сатпаева. Алма-Ата: КазССР, 1962. С. 47-58.

275. Посыльный В.Я. О термальном метаморфизме углей // Геология и геофизика. -1961.-№ 6.-С. 21-25.

276. Потеряева В.В. Геологические особенности размещения крупных скоплений нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах //Геология нефти и газа. -1971. №8.-С.28-32.

277. Потонье Г. Происхождение каменного угля и других каустобиолитов. Пер. с франц. // Под ред. А.Н.Криштофовича. Л.: ОНТИ, 1934. - 204 с.

278. Предтеченская Е.А., Вакуленко Л.Г., Злобина О.Н. Катагенез песчаников нижне-среднеюрских отложений Уренгойского района // Геология и геофизика. 1993. -№ 7. - С. 70-80.

279. Преображенская Г.С., Клычева Н.Ю., Иванова К.П. Геологические закономерности распространения крупных месторождений нефти и газа в СССР. Л.: Недра, 1971.-175 с.

280. Проблема нефтеносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской плиты / М.А.Алексеева, О.И.Богуш, B.C.Вышемирский и др. Новосибирск: Наука, 1976. - 240 с.

281. Прозорович Г.Э. О перспективах открытия газоконденсатных месторождений на севере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. 1973. - № 11. - С. 36-42.

282. Раабен В.Ф. Размещение нефти и газа в регионах мира. М.: Наука, 1978,- 144с.

283. Рассел У.Л. Основы нефтяной геологии. Пер. с англ. // Под ред. Н.Б.Вассоевича и М.К.Капинко-Л.: Гостоптехиздат, 1958.-620 с.

284. Рсвердатто В.В., Волкова Н.И. Моделирование термического метаморфизма нефтеносных пород вблизи траппов // Динамические и физико-химические моделимагматогенных процессов / Под ред. В.А.Кузнецова. Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1983. С. 8-12.

285. Решетко А.Н., Пермитина К.С. К вопросу о влиянии окисления на отражательную способность витринита углей // Подготовка и коксование углей / Под ред. О.А.Волковой. Свердловск: СГУ, 1965. - С. 34-43.

286. Ровенская А.С. Геохимия и закономерность распределения природных газов северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной низменности: Автореф. дисс. к. г.-м. н.-М.: 1971.-20 с.

287. Ровенская А.С., Немченко Н.Н. Раздельный прогноз и формирование углеводородных систем // Под ред. Н.А.Еременко. М.: Наука, 1989. - 128 с.

288. Ровнина JI.B. Особенности рассеянного органического вещества (РОВ) нижнесреднетриасовых пород Западной Сибири // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Тез. докл. М.: МГУ, 1999. С. 206-207.

289. Ровнина JI.B. Палинологический метод определения уровня катагенеза органического вещества // Палинология в СССР / Под ред. Е.Д.Заклинской. М.: Наука, 1980. С. 20-22.

290. Ровнина JI.B., Ручнов В.И. Палинология в диагностике нефтегазоматеринских отложений // Геохимия современных и ископаемых осадков / Под ред. А.В.Сидоренко и Н.Б.Вассоевича. М.: Наука, 1982. С. 227-232.

291. Рогозина Е.А. Газовая фаза различных типов рассеянного органического вещества // Генезис нефти и газа / Под ред. М.Ф.Мирчинка. М.: Недра, 1967. С. 82-86.

292. Ростовцев Н.Н. Опыт составления прогнозных карт на нефть и газ для территории Западно-Сибирской низменности. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1961. -22 с.

293. Ручнов В.И. Абсорбция споринита в видимой области как показатель катагенеза ископаемого органического вещества // Известия вузов. Геология и разведка. 1977. - № 1.-С. 26-30.

294. Ручнов В.И. Количественные измерения оптических свойств микрофитофоссилий и их применение при поисках нефти и газа // Современные аспекты применения палинологии в СССР / Под ред. С.И.Пуртовой. Тюмень: ЗапСибНИГНИ. 1983. Вып. 178. С. 39-47.

295. Ручнов В.И., Островский С.М., Грицун Ю.Г. Применение показателя абсорбции спорополенина для оценки нефтематеринского потенциала разновозрастных отложений // Геология и геофизика. 1987. - № 11. - С. 36-41.

296. Рыльков А.В., Потеряева В.В. Вертикальная зональность в распределении жидких и газообразных углеводородов в мезозое Западной Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ,1979. № 148. С. 20-24.

297. Соловьев А.В. Некоторые закономерности в распределении нефтей и связь с процессами формирования ее залежей // Проблема происхождения нефти и газа и условия формирования их залежей / Под ред. Н.Б.Вассоевича. М.: Гостоптехиздат, 1960. С. 468-471.

298. Савкевич С.С. О количественной оценке интенсивности катагенеза в песчаных породах // 3-е Всесоюзное совещание по гранулярным и трещинным коллекторам нефти и газа: Тез. докл. М.: МГУ, 1965. - С. 26-29.

299. Сарбеева Л.И. К вопросу об измерении отражательной способности углей // Вопросы метаморфизма углей и эпигенеза вмещающих пород / Под ред. Г.А.Иванова и Е.О.Погребицкого. Л.: Наука, 1968. С. 50-67.

300. Сарбеева Л.И., Крылова Н.М. Отражательная способность микрокомпонентов углей метаморфического ряда // Вопросы метаморфизма углей и эпигенеза вмещающих пород / Под ред. Г.А.Иванова и Е.О.Погребицкого. Л.: Наука, 1968. С. 87-106.

301. Свойства и строение рассеянного органического вещества осадочных пород // П.Ф.Андреев, В.В.Иванцова, Н.Н. Полякова, Н.П.Силина / Методы исследования органического вещества. Л.: Гостоптехиздат, 1955. С. 171-187.

302. Сергиенко С.Р., Таимова Б.А., Талалаев Е.И. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти. Смолы и асфальтены. М.: Наука, 1979. - 270 с.

303. Сергиенко С.И. Аномалии теплового потока в нефтегазоносных структурах // Изв. АН СССР, сер геол. 1988,- № 2. - С. 115-124.

304. Симаков С.Н. Пространственное размещение и условия залегания нефти и газа на глубинах более 4500м в СССР и США // Результаты и предпосылки поисков нефти и газа на больших глубинах / Под ред. С.Н.Симакова. Л.: ВНИГРИ. 1978. С. 78-107.

305. Скок В.И. О ступенях глубинного метаморфизма ископаемых углей // Изв. АН СССР, сер. геол. 1954. - № 6. - С. 85-93.

306. Скок В.И. Причины метаморфизма ископаемых углей и опыт классификации основных типов его // Геология углей Сибири и Дальнего востока / Под ред. И.Н.Звонарева. М.: Наука, 1965. С. 67-81.

307. Скок В.И. Тектоника и глубинный метаморфизм угля в Кузнецком бассейне // Советская геология. 1963. - № 5. - С. 19-37.

308. Скоробогатов В.А. Катагенез и газонефтеносность глубокопогруженных юрских отложений на севере Западно-Сибирской плиты // Условия нефтегазообразования на больших глубинах / Под ред. С.Н.Симакова. М.: Наука, 1988. С. 88-93.

309. Скоробогатов В.А., Леопгардт Н.И., Аверьянов Я.Я. Катагенез и газонефтеносность юрских и нижнемеловых пород арктических районов Западной Сибири // Геология и газоносность газодобывающих областей / Под ред. В.И.Ермакова. -М.: ВНИИГаз, 1989. С. 79-87.

310. Смирнов Я.Б. Тепловое поле территории СССР (пояснительная записка к картам теплового потока и глубинных температур в масштабе 1:10000000). М.: ГУГК, 1980.

311. Соболев B.C., Парпарова Г.М. О метаморфизме рассеянного органического вещества палеозойских и мезозойских отложений восточной части Прикаспийской впадины в связи с их нефтегазоносностью //ДАН СССР. 1975. Т. 221. - №3.- С. 722-725.

312. Соболева Е.И. Способ определения катагенеза органического вещества нефтегазоматеринских толщ // Патент на изобретение. М.: ВНИИГПЭ, МКИ G 01U9/00, № 95100374/25 (000818) от 11.06.96 г.

313. Соколов Б.А. Новые идеи в геологии нефти и газа. М.: МГУ, 2001.-480 с.

314. Соколов В.А. Очерки генезиса нефти. М.: Гостоптехиздат, 1948. - 460 с.

315. Соколов В.А. Процессы образования и миграции нефти и газа. М.: Недра, 1965.-276 с.

316. Сороко Т.Н., Захарова С.С. Влияние тектоносейсмики на превращение органического вещества современных осадков // Литология и полезные ископаемые. -1990,-№2.-С. 130-134.

317. Софиев И.С., Горленко И.А., Семашева И.Н. Некоторые факты о влиянии среды осадка на свойства микрокомпонентов угля //ДАН СССР. 1969. Т. 152. -№2. - С.438-440.

318. Спейт Д., Поконова Ю.В. Структуры и химические превращения нефтяных асфальтенов // Нефтехимия. 1982. Т. 22. - № 1. - С. 3-20.

319. Справочник по геохимии нефти и газа / С.Г.Неручев, Е.А.Рогозина,

320. B.К.Шиманский и др. С-Петербург: Недра, 1998. - 576 с.

321. Ставицкий Б.П. Геотермические условия Западно-Сибирской низменности // Геология СССР, т. 44, Западно-Сибирская низменность, ч. 11. Нефтегазоносность и гидрогеологические условия. М.: Недра, 1964. - 275с.

322. Стадников Т.Л. Происхождение ископаемых углей и нефти. М.: АН СССР, 1937.-611 с.

323. Станов В.В. Метаморфизм углей // Химия и генезис твердых горючих ископаемых. М.: АН СССР, 1953. С. 32-35.

324. Станов В.В. О катагенезе углей // Изв. АН СССР, сер. геол. 1980. - № 5.-С. 113-123.

325. Стасова О.Ф., Ларичев А.И., Ларичкина Н.И. Типы нефтей юрских резервуаров юго-восточной части Западно-Сибирской плиты //Геология нефти и газа. 1998.-№7.1. C. 4-11.

326. Степанов Д.А. К геологии Троицко-Челябинского района // Труды ИГРИ. Сер. Б. 1934. Вып. 44. С. 45-56.

327. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система. // Б.Н.Шурыгин, Б.Л.Никитенко, В.П.Девятов и др. / Под ред. Б.Н.Шурыгина -Новосибирск: СО РАН, филиал «Гео», 2000. 480 с.

328. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Триасовая система // А.М.Казаков, А.Г.Константинов, Н.И.Курушин и др. // Под ред. А.М.Казакова. -Новосибирск: СО РАН, филиал «Гео», 2002. 322 с.

329. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Палеозой Западной Сибири // Е.А.Елкин, В.И.Краснов, Н.К.Бахарев и др. / Под ред. Е.А.Елкина и В.И.Краснова. -Новосибирск: СО РАН, филиал «Гео», 2001. 163 с.

330. Страхов Н.В., Логвиненко Н.В. О стадиях осадочного породообразования и их наименовании // ДАН СССР. 1959. Т. 125. - № 2. - С. 389-392.

331. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. Том I. Типы литогенеза и их размещение на поверхности Земли. М.: АН СССР, 1962. - 212 с.

332. Строганов В.П. О главных фазах генерации газообразных и жидких углеводородов и условия формирования зон нефте и газообразования // Советская геология. - 1973. - № 9. - С. 65-75.

333. Сурков B.C., Смирнов Л.В., Жеро О.Г. Раннемезозойский рифтогенез и его влияние на структуру литосферы Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. -1987.-№9.-С. 3-11.

334. Сюпдюков Ш.А. Динамические сейсмические поля и метаморфизм углей // Геология и геохимия нефтегазоносных и угленосных районов Якутии / Под ред. Ю.Я.Большакова. Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1987. С. 134-143.

335. Твердые битумы в составе бажеиовской свиты Западно-Сибирской плиты // Ю.Н.Занин, Э.Г.Замирайлова, Д.Ю.Давыдов, А.Н.Фомин / Проблемы геологии Сибири: Тез. докл. научн. копф. Томск: ТГУ, 1996. Т. 2. С. 117-118.

336. Тейхмюллер М., Тейхмюллер Р. Катагенез угля (углефикация) // Диагенез и катагенез осадочных образований / Под ред. Г.Ларсена и Д.В.Чилингара. М.: Мир, 1971. С. 353-377.

337. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // В.А.Конторович, С.Ю.Беляев, А.Э.Конторович и др. / Геология и геофизика. 2001. - № 11-12. - Т.42. - С. 1832-1845.

338. Термический анализ минералов и горных пород // В.П.Иванова, Б.К.Касатов, Т.Н.Красавина, Е.Л.Розинова. Л.: Недра, 1974. - 399 с.

339. Термическое исследование концентратов ОВ осадочных пород // Н.А.Еременко, Р.А.Твердова, В.С.Фонин, В.Г.Пунаиов / Методы оценки нефте и газоматеринских потенциалов седиментитов. - М.: Наука, 1982. С. 70-80.

340. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. Пер. с англ. М.: Мир, 1981.-502 с.

341. Тихомиров В.И. Геолого-геохимические предпосылки сохранения залежей нефти на больших глубинах // Современные проблемы геологии нефти и газа / Под ред. Е.Б.Груниса и Н.А.Крылова. М.: Научный мир, 2001. С. 146-152.

342. Топорец С.А. О метаморфизме ископаемых углей и геотермическом градиенте угленосных формаций // Угленосные формации некоторых регионов СССР/ Под ред. А.К.Матвеева.- М.: АН СССР, 1961. С. 47-58.

343. Травин А.Б. К вопросу о метаморфизме ископаемых углей // Тр. ГГИ ЗСФАН СССР. Новосибирск, 1950. № 11. С. 17-28.

344. Травин А.Б. О метаморфизме углей // Химия и генезис твердых горючих ископаемых. М.: АН СССР, 1953. С. 56-62.

345. Триас Западной Сибири (материалы к стратиграфическому совещанию по мезозою Западно-Сибирской плиты // Под ред. А.М.Казакова. — Новосибирск: СНИИГГиМС, 2001. 226 с.

346. Трофимук А.А. Нефть и природный газ Сибири // Вестник АН СССР. 1964. -№ 6. - С. 37-44.

347. Трофимук А.А. Сорок лет борения за развитие нефтегазодобывающей промышленности Сибири. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1997. - 369 с.

348. Трушков П.А., Фомичев А.С. Катагенез органического вещества доюрского комплекса юго-восточной части Западно-Сибирской плиты // Тр. СНИИГГиМС. 1976. Вып. 231. С. 107-110.

349. Углеводороды-биомаркеры в нефтях Среднего Приобья (Западная Сибирь) // А.Э.Конторович, К.Е.Петерс, Д.М.Молдаван и др. / Геология и геофизика. 1994. - № 10.-С. 3-34.

350. Успенский В.А. Классификация рассеянного органического вещества пород под углом зрения диагностики нефтематеринских отложений // М-лы методич. совещ. работников научно-исслед. лабор. геол.-разв. организ. J1.: ВНИГРИ, 1957. С. 229-249.

351. Успенский В.А., Кичуева У.О. К характеристике форм нахождения органического вещества в осадках // Тр. ВНИГРИ. 1971. Вып. 294. С. 82-93.

352. Успенский В.А., Радченко О.А. Схема генетической классификации горючих ископаемых//Тр. ВНИГРИ. 1953. Вып. 2. С. 43-47.

353. Ушатинский И.Н., Нестеров И.И., Григорьева Г.Ф. Катагенез и нефтегазоносность мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты // Тр. ЗапСибНИГНИ. 1972. Вып. 14. С. 1-5.

354. Фации метаморфизма / НЛ.Добрецов, В.В.Ревердатго, В.С.Соболев, Н.В.Соболев; Под ред. В.С.Соболева. М.: Недра, 1970.-432 с.

355. Ферсман А.Е. Геохимия России. Л.: Химтехиздат, 1922.-214 с.

356. Фомин А.Н. Глубинная зональность катагенеза рассеянного органического вещества в доюрских отложениях юго-востока Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. 1984.-№ 1.-С. 9-15.

357. Фомин А.Н. Диагностика стадий катагенеза по отражательной способности псевдовитринита // Методы исследования природных органических веществ / Под ред. А.А.Трофимука. Новосибирск: Наука, 1985. С. 32-37.

358. Фомин А.Н. Измерение отражательной способности витринита в полированных шлифах // Геология и геофизика. 1981. - № 12. - С. 130-132.

359. Фомин А.Н. К проблеме взаимосвязей отражательной способности витринита с литологическими особенностями осадочных пород // Литология и полезные ископаемые. 1989.-№4.-С. 74-83.

360. Фомин А.Н. Катагенез доюрских отложений на юго-востоке ЗападноСибирской плиты // Геология и геофизика. 1980. - № 5. - С. 139-143.

361. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности глубоких горизонтов палеозоя Нюрольского бассейна // Геолого-геофизические исследования Сибири. -Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР. 1984 (Деп. в ВИНИТИ 13.09.84 № 6223-84 Доп.).

362. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Среднего Приобья // Геология и геофизика. 1994. - № 11. - С. 63-70.

363. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: Наука, 1982. - 104 с.

364. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности юрских и доюрских отложений Красноленинского свода // Геология и геофизика. 1992. - № 6. - С. 19-21.

365. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества в кровле палеозойских отложений на юго-востоке Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. 1997. -№6.Т. 38.-С. 1079-1087.

366. Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования в осадочных отложениях триаса Западно-Сибирского мегабассейна // Известия ТПУ. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений. Т. 305. Вып. 8. 2002. - С. 93-96.

367. Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования в палеозойских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика. 2004. - Т. 45. -№7. —С. 829-838.

368. Фомин А.Н. Катагенез рассеянного органического вещества и его природа в доюрских отложениях юго-запада Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. -1987.-№3.-С. 27-33.

369. Фомин А.Н. Углепетрографические исследования в нефтяной геологии. -Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР, 1987. 166 с.

370. Фомин А.Н., Сараев С.В., Данилова В.П. Горючие сланцы Щучьинского синклинория (восточный склон Полярного Урала) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых залежей. 2004. - № 1. - С. 42-46.

371. Фомин O.K., Филиппов М.М. О роли естественной радиоактивности в эволюции исходного органического вещества шунгитовых пород //Геохимия.-2000.-№8.-С.904-908.

372. Хант Д.М. Геохимия и геология нефти и газа. М.: Мир, 1982. - 704 с.

373. Хмелевская Л.В. Показатели преломления гомогенной массы некоторых каустобиолитов // Зап. Всерос. минер, об-ва. 1938. Вып. 2. С. 28-34.

374. Хэлбути М., Кинг Р., Клеим X. Факторы, обусловившие формирование нефтяных и газовых месторождений- гигантов // Геология гигантских месторождений нефти и газа / Под ред. М.Хэлбути. М.: Мир, 1973. С. 410-431.

375. Чарыгин М.М. Почему нужно искать нефть за Уралом // Нефть. 1933.- №4. -С. 25-37.

376. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М.: Недра, 1983.-230 с.

377. Чахмахчев В.А. О достоверности методов геохимической корреляции нафтидов по их углеводородному составу // Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа / Под ред. В.И.Тихомирова и В.А.Чахмахчева. М.: ИГИРГИ, 1991. С. 9-20.

378. Чахмахчев В.А., Тихомиров В.И., Виноградова Т.Л. Термические методы изучения ОВ в нефтегазопоисковой геологии // Обзор ВИЭМС. Серия "Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа". М. 1989. - 59 с.

379. Черников О.А. К вопросу о вторичных изменениях осадочных пород // Литология и полезные ископаемые. 1963. -№ 1. - С. 139-142.

380. Черский Н.В., Царев В.П. Влияние слабых акустических полей на преобразование ископаемого органического вещества // Геология и геофизика. 1977. -№ 12.-С. 88-98.

381. Чичуа Б.К. К вопросу изучения начального метаморфизма осадочных пород в связи с их нефтегазоносностью // Азербайджанское нефт. хоз-во. 1964. - № 7. - С. 6-13.

382. Чичуа Б.К. Проблема связи катагенеза органического вещества и нефтегазоносности осадочных толщ // Петрография и генезис угля / Под ред. Ю.Р.Мазор. -М.: Наука, 1979. С. 194-197.

383. Шакс И.А., Файзуллина Е.М. Инфракрасные спектры ископаемого органического вещества. -JL: Недра, 1974. 132 с.

384. Шиманский В.К., Богомолов А.И. Геохимические закономерности в составе легких углеводородов нефти и пути их образования. // Генезис нефти и газа / Под ред. М.Ф.Мирчинка. М.: Недра, 1967. С. 159-165.

385. Юдович Я.Э., Кетрис М.П., Мерц А.В. Геохимия и рудогенез урана в черных сланцах. Сыктывкар, 1990. - 60 с.

386. Юзвицкий А.З., Фомичев А.С., Бостриков О.И. Западно-Сибирский угленосный бассейн // Отечественная геология. 2000. - № 2. - С. 25-33.

387. Яворский В.И. Условия формирования угленосных Кузнецкого бассейна и их тектоника. М.: Госгеолтехиздат, 1957. - 74 с.

388. Якуцени В.П. Интенсивное газонакопление в недрах. -JL: Наука, 1984. 122 с.

389. Alpern В. Quelgues applications geologiques du pouvoir reflecteur des charbons // Commun. Pres. Coll. Intern. Le charbon en tant que roche et matiere premiere. Freiberg, 1967.-C. 37-45.

390. Baker E.W., Huang W.V., Ranrin J.G. Jnitial Report, Deep-Sea Drilling Projekt. -1978. Vol. 41.- 839 p.

391. Barker C.E. Influence of time on metamorphism of sedimentary organic matter in liguid-dominated geoltermal systems, western North America // Geology. 1983. - № 7. - V. 384-388.

392. Bonnett R., Czechowski F., Hughes P.S. Porphyrin analysis and coal rank- porphyrin index of coalification for bituminous coal // Chem. Geol.- 1991. Vol. 91. -№2. P. 193-201.

393. Bostick N.H. Thermal alteration of clastic organic particles as an indicator of contact and burial metamorphism in sedimentary rocks // Geoscience and Man. -1971. №3.-S. 18-24.

394. Bray E.E., Evans E.D. Distribution of n-paraffins as a clue to recognition of sourse beds // Geochimica et Cosmochimica Acta. 1961. Vol. 22. - P. 2-15.

395. Correia H. Contribution a la recherche de zones favorables a la genese du petrole par observation microscopigue de la matiere organigue figuree// Rev. De Inst. Francais Petrol. — 1969. Vol. 24.-P. 1417-1454.

396. Durand В., Marchand A., Combaz A. Etude de kerogenes par resonanse paramagnetigue electronigue // Advances in Organic Geochemistry 1975, Campos R., Goni J., eds. Madrid, 1977. - S. 753-780.

397. Epstein A.G., Epstein J.В., Harris L.D. Conodont color alteration an index to organic metamorphism // Geol. Surv. Profess. Pap. 1977. - № 995. - 28 p.

398. Espitalie J., Deroo G., Marguis F. La pyrolise Rock-Eval et ses applications (JJeme partie) // Revue de JJFP. 1985. Vol. 40. - № 6. - P. 755-784.

399. Espitalie J., LaPorte J.L., Mades M., Marguis F. Methode rapide de caracterisation des roches meres de leur potential petrolier et de leur degre devolution // Rev. de Inst. Francais Petrol. 1977. Vol. 32. - P. 23-42.

400. Fransis W. Normal and Abnormal coalforming Processes // Collieri Eung. 1955. -№ 372. - S. 47-54.

401. Fuller B.L. Relation of oil to carbon ratios of Pennsylvanion coals in Norch Texas // Econ. Geology. 1919. Vol. 14. - S. 8-14.

402. Gijzel P. Autofluorescence of fossil pollen and spores with special reference to age determination and coalification // Leidse Geol. Meded. 1967. - № 40. - S. 263-317.

403. Gransch J.A., Eisma E. Characterization of the inseluble organic matter of sediments by pyrolisis // Jn: Advances in Organic Geochemistry, Pergamon Press. 1966. - P. 407-426.

404. Guigley T.M., Mackenzie A.S. The temperatures of oil and gas formation in the sub-surlage // Nature. 1988. Vol. 333. - № 6173. - P. 549-552.

405. Gutjahr C.M. Carbonization measurements of pollen grains and spores and their appication // Leidse Geol. Mededelingen. 1966. Vol. 38. - P. 1-29.

406. Hacquebard P.A. Correlation between coal rank, paleotemperature and petroleum occurences in Alberta// Geol. Surv. Can. Paper 75-1. 1976, Pt B. - S. 34-41.

407. Hacquebard P.A. Correlation between coal rank, paleotemperature and petroleum occurences in Alberta // Tr. VIII megd. strat. i geol. karbona. M.: Nauka, 1979. T. 4.-S. 31-39.

408. Hagemann H.W., Hollerbach A., Welte D.H. Organic geochemical and petrologic changes in coals with increasing rank // Chem. Geol. 1978. S. 18-25.

409. Halbouty M.T. Geology of giant petroleum fields: Introduction // AAPG Bull. 1970. Vol. 14. - S. 1-7.

410. Harris Anita G. Conodont color alteration, an organo-mineral metamorphic index, and its applications to Appalachien basin geology // Soc. Econ Paleontol. And Miner. Spec. Pabl. -1979.-№26.-S. 3-10.

411. Hoels J, Frei M. The isotopic compasition of carbonaceous matter in a metamorphic profile from the Swiss Alps // Geochim. et cosmochim acta. 1976. - № 8. -S. 945-951.

412. Hood A., Gutjahr C.M., Heacock R.L. Organic metamorphism and the generation of petroleum // AAPG Bull. 1975. Vol. 59. - № 6. - S. 986-996.

413. Hower James C., Davis Alan Application of vitrinite reflectance anisotropy in the evaluation jf coal metamorphism // Bull. Geol. Soc. Amer. 1981, Part 1. - № 6. - V. 350-366.

414. Huck G., Pappeisky K. In Kohlungreactionen unter Druck // Fortschr. Geol. Rheinland und Westfalien. 1964. - № 12. - S. 32-41.

415. Hudson H.K. Is the Song of Plenty a Siren Song // Oil and Gas Journal. 1963. - № 24.-P. 61-70.

416. Hunt J.M. Hydrocarbon studies in deep ocean sediments // Symposium on organic geochemistry of Deep Sea Drilling Project cores. Princeton, N.J.: Science Press, 1979. S.6-11.

417. Hutton A.C., Cook A.C. Influence of alginite on the reflectance of vitrinite from Joadia, NSW, and shales containing alginite. -Fuel: 1980. Vol. 59. P. 711-714.

418. Jacob H. Neue Erkenntnisse fuf dem Gebiet der Lumineszenzmikroskopie fossiles Brennstoffe // Fortschr. Geol. Rhiehiland und Westfalen. -1964. Bd. 12. - S. 569-588.

419. Jones R.W., Edison T.A. Microscopic observations of kerogen related to geochemical parameters wich empphasis on thermal maturation // Simposium in Geochemistri "Low

420. Temperature Metamorphism of kerogen and Clay Minerals". D.F. Oltz (Ed), Soc. Econ. Paleontol. Mineral., Рае. Sect. - Los Angeles, 1978. S. 21-29.

421. Juntgen H., Karweil J. Gasbildung und Gasspeicherung in Steinkohlenflozen, Part I and II. Erdol u. Kohle, Erdgas // Petrochem. 1966. Vol. 19. - P. 251-258.

422. Karweil J. Die Metamorphose der Kohlen vom Standpunkt der physikalischen Chemie//Deutsch. Geol., Gesell., Bd. 107,1956. P. 132-139.

423. Kontorovich A.E., Khomenko A.V., Burshtein L.M. Intense basic magmatism in the Tunguskapetroleum basin, eastern, Russia// Petroleum Geoscience. 1997. Vol. 3.-P.359-369.

424. Krewelen D.W. Coal Elsevier. New York, 1961. - 514 p.

425. Landes K.K. Eometamorchism and Oil and Gas in Time and space // BAAPG. 1967. Vol. 51/6.-P. 828-841.

426. Leman M.D. Evalution of petroleum generation by hydrous pyrolysis experimentation // Philosophical Transactions of the Royal Society. London, 1985. Vol. 315. P. 123-134.

427. Mackenzie A.S., Hoffmann C.F., Maxwell J.R. Molecular parameters of maturation in the Toarcian shales, Paris Basin, France-Ill. Changes in aromatic steroid hydrocarbons // Geochimicaet Cosmochimica Acta. 1981. Vol. 45. - P. 1345-1355.

428. Marchand A., Libert P., Combaz A. Essai de caracterisation physico-chemigue de la diagenese de guelgues roches organigues biologiguement homogenes // Rev. Inst. Fr Pet. -1969. Vol. l.-P. 3-20.

429. Murchicon D.G. Petrographie aspects of coal structure: reactivit of macerals in laboratory and natural enviroments // Fuel. 1991. Vol. 70. - № 3. - P. 269-316.

430. Oberlin A., Boulmier J.L., Durand B. Electron microscope investigation of the structure of naturally and artificially metamorphosed kerogen // Geochim. et Cosmochim. Acta. 1974. - № 38. - S. 647-649.

431. Organic Petrology / G.H.Teilor, M.Teichmuller, A.Davis и др. Berlin-Stuttgart: Gebruder Borntraeger, 1998. - 704 p.

432. Patteiski К., Teichmuller M. Inkohlungsverlauf, Inkohlungs-Maastabe und klassifikation der Kohlen ayf Grund von Vitrit-Analisen // Brennstoff- Chemi. 1960. - № 3. -P. 79-84.

433. Peters K.E. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyijlysis // AAPG Bull. 1986. Vol. 70. - № 3. - P. 318-329.

434. Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. New Jersey: Prentice Hall, 1993. - 363 p.

435. Philippi G.T. On the depths, time and mechanism of origin of the heavy to mediumgravity naphthenis crude oils // Geochim. et Cosmochim. Acta. 1977. Vol. 41. - P. 33-52.

436. Philippi G.T. On the depths, time and mechanism of petroleum generation // Geochimica et Cosmochimica acta. 1965. Vol. 29. - № 9. - P. 1021-1051.

437. Price L. Geologic time as a parameter of organic metamorphism and vitrinite reflectance as an absolute paleogeotermometer // J. Petrol. Geol. 1983. Vol. 6. - P. 5-35.

438. Pusey W.C. How to evaluate potential gas and oil sourse rock // World Oil. 1973. -№ 176.-P. 71-75.

439. Robert P. Etude petrographigue des matiers incolubles par la mesure de leur pouvoir reflecteur // Rev. Just. Trans. Petrole. 1971. Vol. 26. - № 2. - S. 105-135.

440. Robert P. Histoire geothermique et diagenese organique // Bull. Centres Rech. Explor.-Prod. Elf-Aquitaine. Pau, 1985. Mem. 8. - 345 p.

441. Roberts J. The thermal history of high-rank coal (Diseussion) colliery Eng. London, 1955, №374. Vol. 32. S. 35-43.

442. Rogers H.D. Coal and petroleum // Harpners new monthly Mag. 27. 1863.

443. Rogers H.D. On the distribution and probable origin of the petroleum, or rock oil jf Pensylvania// Proc. Philos., soc., Glasgow 4. London and Glasgow, 1860.

444. Rullkotter J., Marzi R. Natural and artificial maturatijn of biological markers in a Toarcian shale from northern Germany // Organic Geochemistry. 1988. Vol. 13. - P. 639-645.

445. Saxby J.D. A reassessment of the range of kerogen maturities in which hydrocarbons are generated // J. Petrol. Geol. 1982. - № 5. - P. 117-128.

446. Scalan R.S., Smith J.E. An improved measure of the odd-even predominance in the normal alkanes of sediment extracts and petroleum // Geochim. Cosmochim. Acta. 1970. Vol. 34.-P. 611-620.

447. Seifert W.K., Moldowan J.M. The effekt of thermal stress on source-rock qualite as measured by hopane stereochemistry // Physics and Chemistry of the Earth. 1980. Vol. 12. P. 229-237.

448. Seifert W.K., Moldowan J.M. Use of biological markers in petroleum exploration // Methods in Geochemistry and Geophysics (Johns R.B.). 1986. Vol. 24. P. 261-290.

449. Seyler C.A. The microscopial examination of coal // DSJK. Chem. Serv. Nat. Coal Resour. 1929. № 16.- S. 43-51.

450. Shibaoka M., Bennett A.J., Gould K.W. Diagenesis of organik matter and occurrence of hydrocarbons in some Australian sedimentary basins // APEA J. 13. -Sydney, 1973.-P.73-80.

451. Stahl W.J. Carbon and nitrogen isotopes in hydrocarbon research and exploration // Chem. Geol. 1977. - № 20. - P. 121-149.

452. Staplin F.L. Sedimentary organic matter, organic metamorphism, and oil gas occurrence // Canadian Petrok. Geol. Bull. 1969. - № 17. - P. 47-66.

453. Taylor J.M. Pore-space reduction in sandstones // Bull. AAPG. 1950. - № 34. - S. 54-61.

454. Teichmuller M. Anwendung kohlenpetrograghischer Methoden bei der Erdol mid Erdgasprospection // Erdol und Kohle Erdgas Petrochem. - 1971. - № 24. - S. 69-76.

455. Teichmuller M. Fluorescence microscopical changes of liptinites and vitrinites during coalification and their relatioship to bitumen generation and coking behaviou // Soc. org. Petrology. Houston, 1984. Spec. Publ. - № 1. - 74 p.

456. Teichmuller M. Uber neue Macerale der Liptinit-Gruppe und die Entstehung von Mikrinit // In Beitrage der Kohlenpetrogrphie zur Prospektion auf Erdol und Erdgas. Ein Symposium. Krefeld, 1974. P. 37-64.

457. Teichmuller M., Durand B. Fluorescence microscopical rank studies on liptinites and coals and comparison with results of the Rock-Eval pyrolysis // Intern. J. Coal. Geol. 1983. Vol. 2,-№3,-P. 197-230.

458. Teichmuller M., Teichmuller R. Die stofflieche und strukturelle Metamorphose der Kohle // Geol. Rudsch. 1954. Vol. 42. P. 265-296.

459. Teichmuller M., Teichmuller R. Geological causes of coalification // Coal. Science. -Mashington, 1966. S. 133-135.

460. Teichmuller M., Teichmuller R. Inkohlungsfragen im Ruhrkarbon I IZ. deutsch. Geol. Ges. 1949. - Voi. 99. - P. 40-77.

461. Ten Haven H.L., Littke R., Rullkotter J. Hydrjcarbon biological markers in Carboniferous coals of different maturities // Biological Markers in Sediments and Petroleum. -Prentice Hall, Englewood Cliffs, N.J. 1992. - P. 142-155.

462. Thomas B.M. Land-Plant source rocks for oil and their sing significance in Australian basins // J. Austr. Petrol. Explor. Ass. 1982. Vol. 22. - 164 p.

463. Tissot B.P. Premieres donnees sur les mecanismes et la cinetique de la formation du petrole dans les sediments, Simulation dun schema reactionnel sur ordinateur // Rev. Inst. Fr. Petr. XXIV. 1969. - Vol. 4. - P. 470-501.

464. Tissot B.P., Pelet R., Ungerer P.H. Thermal History of Sedimentary Basins, Maturation Indices, and Kinetics of Oil and Gas Generation // AAPG Bulletin. 1987. - Vol.71. -№ 12.-P. 1445-1466.

465. Trotter F.M. The devolatilization equation for South wales coals // Geol. Mag. Hertford. 1950. Vol. 87. № 3. - S. 14-22.

466. White D. Some relations in origin between coal and petroleum // Journ. Waschington Acad. Sci. 1915. Vol. 5. - P. 189-212.

467. Waples D.W. Time and temperature in petroleum formation: application of Lopatin"s method to petroleum exploration // AAPG Bullitin. 1980. - Vol. 64. - P. 916-926.

468. Xiaohua J. Regularities of coal metamorphism and oil and gas exploration in the Paleozoic sedimentary rocks of Guizhou // Oil and Gas Geol. 1983. - № 2. - V. 144-150.1. Фондовая литература

469. Оценка перспектив нефтегазоносности территории Алтайского края // А.Э.Конторович, Н.В.Сенников, А.Н.Фомин и др. Новосибирск: Фонды ИГНГ СО РАН, 2003.-316 с.

470. Разработка новых спектральных, физико-химических и химических методов анализа фракций нефтей и РОВ // Н.М.Бабина, Л.И.Богородская, Л.Ф.Липницкая и др. -Новосибирск: Фонды СНИИГГиМС, 1982. 357 с.

471. Травин А.Б. Краткая характеристика петрографического состава, природы, условий накопления и степени метаморфизма углей Западно-Сибирской низменности. -Новосибирск: Фонды ЗСФ АН СССР, 1955.

472. Успенский В.А. Материалы к характеристике битуминологической изученности районов Сибири. Фонды ТТГУ, 1956. - 116 с.

Информация о работе

Фомин, Александр Николаевич
доктора геолого-минералогических наук
Новосибирск, 2005
ВАК 25.00.09

Диссертация

Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских (юра, триас) и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы