Критерии прогноза нефтегазоносности Южно-Тунгусской области с высоким развитием траппового магматизма

Гордеева, Алевтина Олеговна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Критерии прогноза нефтегазоносности Южно-Тунгусской области с высоким развитием траппового магматизма
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Критерии прогноза нефтегазоносности Южно-Тунгусской области с высоким развитием траппового магматизма"

На правах рукописи

ГОРДЕЕВА АЛЕВТИНА ОЛЕГОВНА

КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮЖНО-ТУНГУССКОЙ ОБЛАСТИ С ВЫСОКИМ РАЗВИТИЕМ ТРАППОВОГО МАГМАТИЗМА (ЛЕНО-ТУНГУССКАЯ ПРОВИНЦИЯ)

25.00.12 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Новосибирск 2011

4845330

Работа выполнена в Учреждении Российской академии наук Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука Сибирского отделения РАН

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Мельников Николай Владимирович

доктор геолого-минералогических наук, Хоменко Андрей Вячеславович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Старосельцев Валерий Степанович

кандидат геолого-минералогических наук, Филипцов Юрий Алексеевич

Ведущая организация: ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»,

г. Красноярск

Защита состоится 5 мая 2011 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 003.068.02 при Учреждении Российской академии наук Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука Сибирского отделения РАН, в конференц-зале

Адрес: 630090, Новосибирск, проспект Акад. Коптюга, 3

Факс: (383) 333-23-01, 333-25-13 E-mail: KostyrevaEA@ipgg.nsc.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИНГГ СО РАН Автореферат разослан 4 апреля 2011 г.

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

ВВЕДЕНИЕ

Объектом исследования послужила уникальная по насыщенности интрузиями траппов Южно-Тунгусская нефтегазоносная область (ЮТ НГО). Она расположена на западе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (рис. 1, см. вкл.).

Ввиду того, что восточная часть Южно-Тунгусской НГО бурением не изучена, в диссертационной работе рассматриваются только западная и центральная части области.

В теоретическом плане Южно-Тунгусская НГО является эталоном, на примере которого можно оценить критические значения геологических параметров влияния интенсивного траппового магматизма на нефтегазоносность.

В предлагаемой диссертационной работе автор решал следующую задачу - выполнить оценку перспектив нефтегазоносности ЮжноТунгусской НГО и на примере этого геологического объекта выработать критические значения геологических параметров влияния интенсивного траппового магматизма на нефтегазоносность.

Актуальность работы.

Южно-Тунгусская нефтегазоносная область является территорией активного лицензирования недр и проведения геологоразведочных работ. В силу высокой насыщенности разреза траппами геологические и экономические риски таких работ весьма велики.

Работа должна обеспечить снижение таких рисков.

В связи с этим возникла необходимость в реализации системного подхода к оценке перспектив нефтегазоносности Южно-Тунгусской НГО. При оценке территории с такой сложной геологической историей необходимо комплексное рассмотрение всей совокупности геолого-геохимических и историко-геологических критериев прогноза нефтегазоносности. При этом наряду с критериями обычно применяемыми при оценке перспектив нефтегазоносности, необходимо учитывать критерии, обусловленные воздействием на осадочный чехол траппового магматизма. Теоретические основы такого дифференцированного подхода были заложены в работах Т.К. Баженовой, С.А. Кащенко, А.Э. Конторовича, Н.В. Мельникова, A.J1. Павлова, В.В. Ревердатто, B.C. Старосельцева, Ю.А. Филипцова, A.B. Хоменко. Для выделения стратиграфических комплексов и зон, нефтегазовый потенциал которых подвергся наименьшему разрушительному воздействию траппового магматизма, необходимо дифференцировать эти критерии и результаты выполняемой на их основе оценки в четырехмерном геологическом пространстве - 40-анализ (трехмерное геологическое пространство + время).

Фактический материал и методы исследования. В работе использованы: описание керна глубоких и колонковых скважин; каротажные диаграммы и результаты испытания 65 глубоких скважин, региональные стратиграфические схемы кембрийских и вендских отложений, палеогеографические карты, составленные специалистами ВНИГРИ,

ВСЕГЕИ, ИНГГ СО РАН, СНИИГГиМСа и других организаций; структурные карты по отражающему горизонту «Б» (кровля тэтэрской свиты) Лено-Тунгусской НГП и Бахтинского мегавыступа и тектонические карты венд-силурийского структурного яруса Лено-Тунгусской провинции (ИНГГ СО РАН, ОАО «Енисейгеофизика», ООО «РН-

КрасноярскНИПИнефть», ФГУП «СНИИГГИМС»); временные сейсмические разрезы.

В процессе исследования были использованы следующие методы и методические приемы: описание керна скважин и петрографическое исследование пород, методы восстановления геологических разрезов на основе интерпретации результатов ГИС, корреляция геологических разрезов, построение геологических профилей, карт отдельных геологических параметров (мощность интрузий и др.) и пр.; математическое моделирование температурного режима осадочного чехла Южно-Тунгусской НГО в эпоху максимального развития магматических процессов; методы биминеральной термометрии для определения максимальных температур нагревания базитовой магмой пород осадочного чехла Южно-Тунгусской НГО; физико-химическое моделирование процессов взаимодействия базитовой магмы, сульфатно-карбонатных осадочных пород и содержащихся в них органического вещества (ОВ) и нафтидов.

Защищаемые научные положения и результаты:

1. На территории Южно-Тунгусской НГО выделена новая литолого-фациальная зона - Светлая. Для зоны характерны мощная рифогенная толща в верхней части разреза нижнего-среднего кембрия, повышенная, по сравнению с другими зонами в области соленасыщенность (более 50 %) разреза нижнего кембрия и значительное содержание сульфатов в карбонатных породах (12-15 %).

2. Сравнительный анализ результатов математического моделирования и биминеральной термометрии подтверждает гипотезу о многоактности внедрения базитовой магмы в осадочный чехол с такими перерывами между отдельными актами, что вмещающие осадочные породы остывали до фоновых температур. С учетом этого результата выполнены реконструкции палеотемператур в осадочном чехле.

3. Зоны, нагретые до 400 °С и выше, располагаются на контактах с интрузивами, охватывая интервалы, соизмеримые с 1/3 их мощности. В них ОВ в значительной степени или полностью потеряло свой нефтегазогенерационный потенциал. Зоны, в которых нафтиды не подверглись тепловому влиянию интрузий траппов (менее 100 °С), располагаются за пределами интервалов соизмеримых с 3-3,5 мощностями интрузий и находятся в нижней части чехла (моктаконская свита нижнего кембрия и венд). Взаимодействие сульфатно-карбонатных пород и углеводородов при высоких температурах приводит к образованию в составе нефти серосодержащих органических соединений - меркаптанов и

специфических по составу газов с высоким содержания С02, H2S. Такой состав флюидов установлен в Южно-Тунгусской НГО.

4. По комплексу критериев прогноза нефтегазоносности выделены наиболее перспективные геологические объекты в нижнем-среднем кембрии - зоны развития моктаконских, таначино-дельтулинских (северных и южных) краевых и амгинских одиночных рифов.

Личный вклад и новизна исследований.

Впервые выполнен прогноз нефтегазоносности насыщенных траппами отложений Южно-Тунгусской нефтегазоносной области с учетом закономерностей размещения интрузий траппов в осадочном чехле и их воздействия на залежи, сформировавшиеся к началу эпохи траппового магматизма. При прогнозе учтены результаты математического моделирования температурного режима в осадочном чехле. Дан прогноз состава флюидов образующихся при высоких температурах при взаимодействии сульфатно-карбонатных пород с жидкими и газообразными углеводородами.

Практическая значимость. Результаты выполненной работы могут быть использованы при лицензировании нераспределенного фонда недр на территории Южно-Тунгусской НГО, при проектировании геологоразведочных работ, формировании направлений и методов поиска месторождений нефти и газа, а также послужить геологической основой при прогнозной оценке углеводородного потенциала Южно-Тунгусской НГО.

Апробация работы. Результаты работы докладывались и обсуждались на Международных, Всероссийских и региональных конференциях, совещаниях и научно-практических конференциях, проходивших в г. Красноярск, Москва, Новосибирск, Томск. Полный список конференций приводится в диссертационной работе. Результаты исследований вошли в научные отчеты по заказам МПР России и нефтяных компаний.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 16 работ, 4 из которых - в журналах из перечня ВАК, 3 статьи в сборниках и 9 тезисов и материалов докладов в трудах Международных конференций и совещаний.

Объем работы. Диссертация состоит из 4 глав, введения и заключения объемом 271 страниц, в т.ч. 11 таблиц, 92 рисунка. Список литературы включает в себя 160 наименований, из них 147 опубликованных и 13 фондовых.

Работа выполнена в лаборатории геологии нефти и газа докембрия и палеозоя под руководством д.г.-м.н. A.B. Хоменко, а после его преждевременной кончины завершена под руководством д.г.-м.н., профессора Н.В. Мельникова. Автор выражает глубокую благодарность академику А.Э. Конторовичу, к научной школе которого она принадлежит, за знания, полученные ею в годы учебы в НГУ, за ценные советы, консультации, позволивших существенно улучшить работу, научному руководителю д.г.-м.н. Н.В. Мельникову за критические замечания и конструктивные советы, а также к.г.-м.н. С.А. Моисееву, к.г.-м.н. Д.А. Новикову, к.г.-м.н. В.А. Топешко. Автор с особой теплотой вспоминает

рано ушедшего из жизни своего Наставника и Учителя, известного геолога, замечательного человека д.г.-м.н. A.B. Хоменко.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

ГЛАВА 1. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Начиная с 70-х годов XX века и по настоящее время, обобщением и анализом всех материалов по геологии и нефтегазоносности территории Южно-Тунгусской НГО занимались коллективы ученых и геологов СНИИГГиМСа, ИГГ АН СССР (ныне ИНГГ им. Трофимука СО РАН), ПГО «Енисейнефтегазгеология», ПГО «Енисейгеофизика», ВНИГРИ, ВНИИГЕОФИЗИКА и других организаций. Научное руководство работами осуществляли A.A. Трофимук, А.Э. Конторович, B.C. Сурков, В.Д. Накаряков, В.Г. Сибгатуллин, а также O.K. Кондратьев, Л.Л. Кузнецов, В.А. Кринин, И.Г. Левченко, Г.Д. Назимков, Н.В. Мельников, B.C. Старосельцев и др.

При анализе и геологической интерпретации материалов геологоразведочных работ в ЮТ НГО главное внимание уделялось влиянию траппового магматизма на перспективы ее нефтегазоносности. Теоретические и прикладные аспекты влияния траппового магматизма на геологию, нефтегазоносность и методику поисков и разведки скоплений углеводородов в ЮТ НГО и в Лено-Тунгусской НГП в целом наиболее полно были изучены A.B. Хоменко, Т.К. Баженовой, Д.И. Дроботом, O.K. Кондратьевым, А.Э. Конторовичем, С.А. Кащенко, A.B. Мигурским, Н.В. Мельниковым, А.Л. Павловым, В.В. Ревердатто, B.C. Старосельцевым,

B.Н. Шараповым, Ю.А. Филипцовым, А.К. Битнером, Л.М. Бурштейном,

C.Н. Гришиной, Л.В Жидковой, Т.Р. Кудриной, Е.Н Кузнецовой, И.И. Лихановым, Г.Ф. Попелухой, A.A. Теном и др.

ГЛАВА 2. ГЛАВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ

В главе на основании литературных материалов и исследований автора дан краткий очерк геологического строения. При этом детально описаны результаты, полученные автором лично, либо в соавторстве с A.B. Хоменко.

В подглаве 2.1. «Стратиграфия» по опубликованным и фондовым материалам ИНГГ СО РАН, СНИИГГиМС, КНИИГиМС, ПГО «Красноярскгеология» и др. организаций дано краткое описание стратиграфии фундамента и осадочного чехла, представленного верхнепротерозойскими, палеозойскими и триасовыми отложениями. В диссертации эти материалы приведены.

Особое внимание в диссертационной работе уделено сравнительной характеристике кембрийских отложений, где выделяется 6 литофациальных зон (рис. 2, 3, см. вкл.). Сурингдаконская, Тынепская, Туруханская, Байкитская литофациальные зоны выделены согласно «Решениям четвертого межведомственного регионального стратиграфического совещания по венду

и кембрию Сибирской платформы» (Решения..., 1989). Лебяжинская зона выделяется Н.В. Мельниковым на юге области (Мельников, 2009). Светлая литофациальная зона выделена автором на основании материалов, полученных в результате интерпретации каротажа и изучения керна и шлифов глубоких скважин Светлая-1 и 2, позволивших внести коррективы в схемы стратиграфии и фациального районирования области, основанные на расчленении и корреляции разнофациальных разрезов (Гордеева, 1995; Гордеева, Хоменко, 1998). Н.В. Мельников предложил называть эту зону Светлинская (Мельников, 2009).

Расчленение кембрийских отложений и последующая их корреляция базируется не только на палеонтологических определениях, но и на прослеживании характерных толщ, уверенно распознаваемых по каротажным диаграммам и керну скважин. Это моктаконская и булайская свиты, и комплекс терригенно-карбонатных пород, сложенный летнинской, усть-пелядкинской и усть-мундуйской свитами.

В скв. Светлая 1 и 2 (рис. 4, см. вкл.) интервал между моктаконской и бурусской свитами мощностью 880 м (нижняя соленосная толща) сложен переслаиванием солей и засолоненных доломитов, реже известняков приблизительно в равных объемах.

Бурусская свита мощностью 320 м представлена доломитами, каменными солями и пластами известняков. Выше залегает сурингдаконская свита мощностью 325 м, сложенная чередованием каменных солей и тонких прослоев аргиллитов с доломитами и ангидритистыми доломитами.

Далее по каротажу однозначно фиксируется только подошва булайской свиты. Выше нее располагается массив органогенных карбонатных пород (карбонатная толща) мощностью около 700 м, что соответствует булайской свите и толще глинистых известняков (Тынепская зона) и булайской, дельтулинской и таначинской свитам (Сурингдаконская зона) (см. рис. 3, см. вкл.).

Кембрийский разрез венчает регионально развитый комплекс, представленный летнинской, усть-пелядкинской и усть-мундуйской свитами. Эти три свиты образуют единую формацию, сложенную переслаивающимися доломитами, известняками, глинистыми доломитами и известняками, мергелями с редкими прослоями аргиллитов и алевролитов. Верхняя и нижняя части комплекса (летнинская и усть-мундуйская свиты) пестроцветны. Все три свиты залегают согласно, верхняя часть усть-мундуйской свиты размыта. Мощность толщи в скважинах Светлая-1 и 2 -1100 м. В направлении с востока на запад происходит закономерное увеличение мощности всех трех свит, слагающих серию.

Эти данные позволили оконтурить новую литофациальную зону -Светлая (см. рис. 2, см. вкл.). В результате конкретизированы участки поисков рифогенных ловушек УВ на западе Южно-Тунгусской НГО.

В подглавах 2.2, 2.3 и 2.4 по опубликованным материалам ИНГГ СО РАН, СНИИГГиМС, ВНИГРИ, ВСЕГЕИ, КНИИГиМС, ПГО «Красноярскгеология» и др. организаций описаны палеогеография позднего

протерозоя, кембрия, ордовика и силура, тектоника венд-силурийского структурного яруса и гидрогеология осадочного чехла.

В подглаве 2.5 описаны нефтематеринские формации и нефтегазогенерационный потенциал органического вещества в районе исследований. Согласно исследованиям Т.К. Баженовой, С.А. Кащенко, А.Э. Конторовича, А.И. Ларичева, Н.В. Мельникова, B.C. Старосельцева, И.Д. Тимошиной, Ю.А. Филипцова, A.B. Хоменко и др., зонами предполагаемого распространения нефтематеринских пород могут быть рифейские образования в зонах повышенных мощностей. Такие нефтематеринские толщи предполагаются, согласно сейсмическим исследованиям, в Предънисейском прогибе (Филипцов, Старосельцев, 2009) на западе и Чуньском рифей-вендском бассейне (Мельников, Филипцов, Вальчак и др., 2008) на востоке области. Черные глинистые и известковистые сланцы из скв. Лебяжинская 2 сопоставимые с шунтарской свитой Енисейского кряжа (содержание органического вещества 0.2-15 % (Тимошина, 2005)) также могли быть нефтематеринской толщей.

По поверхностям угловых несогласий между рифейскими и вендскими отложениями происходила латеральная миграция углеводородов в ловушки из Предъенисейского прогиба и Курейской синеклизы к Бахтинскому мегавыступу и осложняющим его Сурингдаконскому своду и Кондроминскому выступу, которые являются зонами преимущественного нефтегазонакопления.

В подглаве 2.6 диссертации дается характеристика магмоподводящих каналов, которые рассекают осадочный чехол Южно-Тунгусской НГО, образуя своеобразный каркас в осадочной матрице. Сочетание пластовых и секущих интрузивов образует блоки, каждый из которых специфичен по распределению интрузивных тел (рис. 5, см. вкл.).

Также в работе приведено описание распределения пластовых интрузивов в осадочном чехле. На рисунках 5-6 (см. вкл.) показан характер распределения суммарных мощностей пластовых интрузивов как по разрезу, так и по площади Южно-Тунгусской НГО. В низах нижнего кембрия (ясенгская, моктаконская. марская, абакунская свиты) (см. рис. 6, см. вкл.) установлен единичный силл, переходящий с одного стратиграфического уровня на другой.

Выше по разрезу количество и суммарная мощность пластовых интрузивов возрастает (см. рис. 5, см. вкл.). Максимум наблюдается в силуре (см. рис. 6, см. вкл.) и позднем палеозое (см. рис. 6, см. вкл.).

ГЛАВА 3. КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

3.1. Принципы прогноза нефтегазоносности бассейнов с интенсивным развитием траппового магматизма

Критерии прогноза нефтегазоносности крупных платформенных территорий выделялись и изучались A.A. Бакировым, И.И. Бродом, Т.К. Баженовой, Л.М. Бурштейном, Н.И. Буяловым, В.И. Высоцким, B.C. Вышемирским, В.И. Деминым, H.A. Еременко, М.К. Калинко, С.А. Кащенко,

К.А. Клещевым, А.Э. Конторовичем, С.П. Максимовым, Н.В. Мельниковым, М.С. Моделевским, В.Д. Наливкиным, И.И. Нестеровым, H.H. Ростовцевым, Г.П. Сверчковым, B.C. Старосельцевым, A.A. Трофимуком, В.И. Шпильманом и др. учеными.

Как показали в своих исследованиях А.Э. Конторович, Н.В. Мельников, B.C. Старосельцев и A.B. Хомснко, при оценке перспектив нефтегазоносности бассейнов с интенсивным развитием траппового магматизма следует различать две ситуации. Первая - когда главная фаза генерации и миграции нефти в бассейне завершилась до начала эпохи траппового магматизма. Вторая - когда генерация нефти и газа в бассейне происходила за счет изменения температурного режима в результате внедрения интрузий. В первом случае при оценке перспектив нефтегазоносности следует восстановить модель бассейна до внедрения интрузий, оценить перспективы его нефтегазоносности по схеме, принятой для обычных бассейнов, и затем внести в эту оценку поправки за счет разрушения и переформирования залежей. Под переформированием автор понимает не только перестройку ловушек и новый этап миграции углеводородов, но и взаимодействие нефти и газа в уже сформировавшихся залежах с вмещающими породами при созданных теплом интрузий высоких температурах.

Весь комплекс геолого-геохимических данных показывает, что основные нефтепроизводящие толщи рифея и венда пережили главную фазу нефтеобразования до начала перми, т.е. до внедрения интрузий траппов.

Критерии прогноза нефтегазоносности крупных платформенных территорий, в которых не было интенсивного магматизма (A.A. Бакиров, И.И. Брод, Т.К. Баженова, JI.M. Бурштейн, Н.И. Буялов, В.И. Высоцкий, B.C. Вышемирский, В.И. Демин, H.A. Еременко, М.К. Калинко, С.А. Кащенко, К.А. Клещев, А.Э. Конторович, С.П. Максимов, Н.В. Мельников, М.С. Моделевский, В.Д. Наливкин, И.И. Нестеров, H.H. Ростовцев, Г.П. Сверчков, C.B. Старосельцев, A.A. Трофимук, В.И. Шпильман и др.) включают в себя следующее:

• В осадочном разрезе на территории региона, либо в сопредельных с ним областях должны присутствовать толщи, обогащенные органическим углеродом - нефтегазопроизводящие породы, из которых могла осуществляться миграция углеводородов в зоны нефтегазонакопления;

• Объем и суммарная мощность осадочного выполнения нефтегазоносного бассейна должны быть достаточным для того, чтобы нефтегазопроизводящие отложения оказались в термобарических условиях, соответствующих условиям главной зоны нефтегазообразования (Вассоевич, 1967; Конторович и др., 1967; Бакиров, 1972; Конторович, Моделевский, Трофимук, 1979 и др.);

• В осадочном разрезе на глубинах, обеспечивающих сохранность залежей УВ, необходимо наличие природных резервуаров, состоящих из сочетания коллекторских и непроницаемых горизонтов;

• Тектоническое развитие региона должно обеспечивать формирование зон, благоприятных для накопления залежей углеводородов;

• Наличие в осадочном разрезе ловушек углеводородов;

• Гидрогеологическая обстановка в недрах должна быть благоприятна для формирования и сохранения скоплений углеводородов.

Южно-Тунгусская нефтегазоносная область отвечает всем перечисленным выше критериям нефтегазоносности, что доказано не только геологическим строением области, но и открытием на ее территории месторождений нефти и газа. Главные положительные критерии прогноза ее нефтегазоносности, а также отрицательное влияние магматизма на нефтегазоносность осадочных пород, состав залежей углеводородов и их сохранность рассмотрены в последующих разделах автореферата.

3.2. Влияние траппов на нефтегазоносность осадочного чехла

Базитовая высокотемпературная магма, внедрившаяся в осадочный чехол повлияла практически на все факторы, определяющие нефтегазоносность вмещающих пород.

В пункте 3.2.1. «Влияние траппов на отдельные параметры, контролирующие нефтегазоносность осадочных пород» диссертационной работы рассматривается влияние траппов на структурный план различных горизонтов осадочного чехла и коллекторские свойства пород. Указывается, что, не смотря на ухудшение пористости пород, в то же время в зонах ближнего экзоконтакта образуется высокая трещиноватость пород, что обуславливает их высокую проницаемость.

В пункте 3.2.2 «Роль температуры как основного фактора деструкции скоплений углеводородов» дается обоснование необходимости проведения палеотемпературных реконструкций истории осадочных бассейнов, что является важным элементом исследований, направленных на оценку их нефтегазоносности, так как согласно исследованиям Н.Б. Вассоевича, B.C. Вышемирского, А.Э. Конторовича, С.Г. Неручева, A.A. Трофимука и многих других ученых, максимальные температуры, до которых нагревались нефтематеринские и нефтесодержащие толщи, в значительной мере определяли интенсивность, длительность и время формирования скоплений углеводородов, их фазовый состав, условия сохранения залежей нефти и газа.

К началу эпохи интенсивного магматизма формирование первичных залежей УВ уже завершилось. Главными их резервуарами были карбонатные отложения венда и кембрия и терригенно-карбонатные породы рифея. Поэтому интрузии трапповой магмы и связанное с этим существенное увеличение температур осадочного чехла привело к деструкции нефти и взаимодействиям в системе «осадочные породы - углеводороды - вода» в зонах высоких температур и давлений. Крайне важным в этих условиях является реконструкция температурного поля в эпоху интенсивного внедрения траппов.

Впервые принципиальное решение этой задачи было получено в Институте геологии СО РАН А.Э. Конторовичем, A.JI. Павловым, Г.А. Третьяковым и A.B. Хоменко (Конторович и др., 1995; 1996; 1997).

Предположив, что система приходит к термодинамическому равновесию, ими были рассмотрены возможные реакции между ангидритом, кальцитом, доломитом, водой и углеводородами Ci-Cg. Расчеты проводились с помощью программного комплекса "Селектор", разработанного И.К. Карповым в Институте геохимии СО РАН Термодинамические константы были взяты из справочников, давление литостатическое, температуры переменные.

В результате внедрения многочисленных трапповых интрузий в осадочный чехол резко изменился температурный режим вмещающих толщ: поле температур меняется в пространстве, не имея постоянного градиента увеличения в область больших глубин; значительная часть осадочных пород, расположенных близ магматических контактов, оказывается нагретой до температур 300-700° С.

Внедрение долеритов происходит не одновременно, а в виде нескольких импульсов магматической деятельности (Масайтис, 1969). Последнее было также подтверждено сопоставлением результатов определения палеотемператур при помощи математического моделирования и метода биминеральной термометрии на примере скв. Биробчанская-3 (Гордеева, Жидкова, Хоменко, 1999) (рис. 7, см. вкл.).

Для изучения был выбран интервал от верхнего силура до нижнего ордовика, который содержит четыре силла: в валекской (42 м) и чалбышевской (32 м) (силур, лландовер), байкитской (52 м) (средний ордовик) и усть-мундуйской (202 м) (нижний ордовик) свитах.

Для лабораторного определения максимальных температур был выбран кальцит-доломитовый термометр, который удовлетворительно работает в температурном интервале контактового катагенеза и метаморфизма (150-700° С). Результаты определений приведенные на рисунке, показывают, что даже на контакте с наиболее мощным интрузивом максимальная температура не достигала 700° С. Общее же сравнительно высокое нагревание пород (310-630° С) объясняется воздействием на них двух последовательно внедрившихся интрузивов, расположенных на таком расстоянии, что температурные поля обоих перекрывались.

Модельные теплофизические расчеты максимальных температур нагревания были выполнены сотрудницей института JI.B. Жидковой (ОИГГиМ).

Начальная температура магмы принята 1200°С, кристаллизация породообразующих компонентов происходит в интервале 1100-950°С, температурный градиент принят 4°С на 100 м, температура дневной поверхности - 20°С. В соответствии с приведенным выше разрезом задача решалась для многослойной среды, теплофизические константы были взяты из справочников (Бэрч и др. 1949). Всего было просчитано 4 варианта: одновременное внедрение четырех интрузивов и внедрение силлов по одному, считая другие ранее внедрившимися и остывшими.

Согласно выполненным расчетам были получены следующие результаты: кальцит-доломитовый термометр фиксирует температуры,

которые могли возникнуть только при условии разновременного внедрения трапповых тел и совершенно не соответствуют температурам, до которых должны были прогреться осадочные породы при одновременном внедрении всех четырех силлов. Это позволило подтвердить гипотезу о многоактности процессов магматизма с такими перерывами между отдельными актами внедрения, что процессы остывания магмы не сказывались в дальнейшем на максимальных температурах нагревания пород.

3.3. Нагревание осадочного чехла в эпоху траппового магматизма.

Катагенез органического вещества

На основе одномерных моделей (колонки глубоких и колонковых скважин) для Южно-Тунгусской НГО были построены геолого-математические модели в виде профилей максимальных температур нагревания осадочных пород в эпоху максимального внедрения траппов (Конторович и др., .1996, 1999, 2000, 2001) (рис. 8, см. вкл.).

Было принято, что в интервале температур 150-300 °С катагенез нефтей протекал с новообразованием легких конденсатного типа нефтей и конденсатных газов. В породах, нагретых до 300-400°С возможно сохранение залежей УВ, и температура будет оказывать существенное влияние только на состав флюидов. За критическую была принята изотерма 300°С. При температурах свыше 400° С начинается разложение высших гомологов метана и углеводородов других классов, а также гетероциклических соединений, которые присутствуют в нефти, на более простые соединения. При увеличении температур до 700°С и более происходит деструкция углеводородных соединений, во всяком случае, в эвапорит-карбонатных породах (Конторович и др., 2000, 2001).

При построении карт максимального нагревания пород интузиями учитывалась мощность силла, расстояние от кровли горизонта до кровли перекрывающего или подстилающего силла и определялось, какой из силлов окажет максимальное влияние на продуктивный горизонт.

Для моктаконской (осинский горизонт), дельтулино-таначинской (нижний-средний кембрий), байкитской (средний ордовик) и дьявольской (нижний силур) свит были построены схематические карты прогноза сохранности и качества залежей углеводородов. Наименее прогретыми оказались породы моктаконской свиты, наиболее - дельтулино-таначинской свиты и ее аналогов, в том числе и известняковой толщи (амгинский ярус) (рис. 9, см. вкл.).

В моктаконской свите (осинский горизонт) высокому нагреванию подвергались очень небольшие участки рассматриваемой территории, на которых температуры нагревания превышали 300°С. На большей части территории (не менее 85-90 %) температуры составляли менее 100°С.

На территории распространения дельтулино-таначинского и амгинского карбонатных горизонтов почти половина площади была нагрета до 300°С и более. На этом региональном фоне существовали отдельные «оазисы», в которых температура была сравнительно невысока, на одном из которых была выявлена Таначинская газовая залежь. Залежь была нагрета до

температур 300-350°С, что сказалось на составе углеводородных флюидов. Залежь газовая, в составе газов метана несколько более 40%, углекислого газа около 40%, сероводорода до 16%, азота, водорода и конденсата до 4%.

Более всего тепловому воздействию траппов подверглись отложения байкитской и дьявольской свит (см. рис. 9, см. вкл.). В основном большая часть территории подверглась прогреву, превышающему 300°С, что не способствовало сохранению нефтяных и газоконденсатных залежей. В резервуарах байкитской, чалбышевской и дьявольской свит можно ожидать газовые залежи с преобладанием С02.

В межинтрузивной части изученных разрезов даже на относительном удалении от интрузий общая прогретость отложений была столь высока, что преобразованность ОВ достигла стадий катагенеза, соответствующих глубинной зоне газообразования (МК32-АК). В этих условиях было возможно сохранение только газовых и газоконденсатных скоплений УВ, что подтверждено на примере залежей в абакунском, таначинско-дельтулинском, чалбышевском и дьявольском резервуарах (Филиппов, 1993ф). И только там, где наблюдается полное отсутствие интрузий траппов, катагенетическая преобразованность нафтидов согласно палеореконструкциям соответствует главной зоне нефтеобразования (моктаконский и вендский резервуары).

ГЛАВА 4. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ 4.1. Нефтегазоносные комплексы и резервуары

На территории ЮТ НГО выделяются рифейский-вендский, верхневендско-нижнекембрийский, кембрийский, ордовикский, силурийско-нижнедевонский и средне-верхнекаменноугольно-пермский

нефтегазоносные комплексы (НГК), каждый из которых образован одним или несколькими природными резервуарами (ПР). Из них наибольший интерес при оценке перспектив нефтегазоносности представляют моктаконский, абакунский и дельтулино-таначинский ПР в кембрийском НГК, байкитский ПР в ордовикском НГК, чалбышевский и дьявольский ПР в силурийском НГК.

В диссертации дается краткое описание перечисленных резервуаров, приводятся пористость, проницаемость коллекторов и скважины, в которых были получены притоки нефти, газа, конденсата и пластовой воды, что однозначно свидетельствует о нефтегазоносности ЮТ НГО.

4.2. Зоны нефтегазонакопления и ловушки

По результатам глубокого бурения и сейсморазведки в ЮжноТунгусской НГО выделяются Таначи-Моктаконская, Кондроминская и Фатьяниховская зоны нефтегазонакопления (Старосельцев. Мельников, 1995ф) и намечается Хурингдинско-Светлинская зона нефтегазонакопления (ЗНГН), которую Ю.А. Филипцов и B.C. Старосельцев выделяют как Тынепскую ЗНГН (Филипцов, Старосельцев, 2009).

Далее в диссертационной работе дается характеристика всех 4-х зон.

Наиболее перспективными зонами для поисков нефти и газа ЮТ НГО являются Таначи-Моктаконская зона (моктаконский риф и структуры

облекания абакунского уровня) и Тынепская зона (таначи-дельтулинский краевой риф).

В пределах ЮТ НГО также выделяют 4 основных типа ловушек: антиклинальные, рифового типа, структурные (структуры облекания) и нетрадиционные (Старосельцев, 1989). Полная характеристика их дается непосредственно в диссертации.

4.3. Районирование территории и разреза по степени перспективности на

нефть и газ

Рассмотренные в диссертации критерии нефтегазоносности ЮжноТунгусской НГО позволили наметить перспективы на нефть и газ отдельных природных резервуаров этой территории.

Зоны магмоподводящих каналов и прилегающие к ним участки шириной 1-1,5 км, будут бесперспективны

Рифейские и вендские терригенные отложения, прогнозируемые на западе и востоке НГО, должны быть перспективными. Однако невозможно только по данным сейсмических исследований выделить в них конкретные природные резервуары и, тем более, дифференцировать их по степени перспективности.

В отложениях среднего-нижнего кембрия моктаконский, абакунский, дельтулино-таначинский и амгинский нефтегазоносные резервуары можно дифференцировать по степени перспективности земель с учетом критериев, рассмотренных ранее.

Моктаконский природный резервуар (осинский горизонт) (рис. 10, см. вкл.) почти везде (кроме скв. Светлая-1, 2, Малькитконская-211) располагается ниже мощных трапповых пластовых интрузивов. Максимальные перспективы горизонта связываются с участками развития рифов, распространенных в центральной и западной части ЮТ НГО. Возможность обнаружения промышленных скоплений на перспективных землях области связывается в первую очередь с локальными положительными структурами, малым количеством трапповых тел в разрезе нижней части нижнего кембрия и хорошими коллекторскими свойствами. Малоперспективные территории, расположенные преимущественно по окраинам рассматриваемого региона, связываются с потерей горизонтом коллекторских свойств в результате вторичного заполнения его порового пространства хлоридом натрия, высокого содержания сульфатов в карбонатных породах. На самом западе низкая перспективность отложений связана с высокой дизъюнктивной нарушенностью разреза, в том числе флюидоупоров.

Абакунский природный резервуар отсутствует на участках, где развит соленосный (верхнеусольская подсвита) и карбонатный (низы среднекостинской подсвиты) типы разреза. Перспективы абакунского горизонта связываются со структурами облекания рифогенных ловушек моктаконского горизонта и оцениваются ниже, чем моктаконского, из-за большей близости к нему пластовых интрузивных тел.

Для дельтулино-таначинского и амгинского природных резервуаров (см. рис. 10, см. вкл.) наиболее перспективные территории располагаются в зонах развития краевых рифов карбонатных платформ и предполагаемых рифогенных сооружений на участках сочленения соленосных отложений с карбонатами и в Тынепском прогибе (амгинские рифы).

Перспективы нефтегазоносности резервуара за пределами территории развития рифов связаны с ловушками антиклинального типа. Пониженные перспективы этих участков предполагаются из-за ухудшения коллекторских свойств пород в связи с увеличением в карбонатах количества ангидрита. По этим же критериям выделены малоперспекгивные территории на востоке и юго-западе ЮТ НГО. Кроме того, бесперспективные и малоперспективные территории располагаются на участках с большими мощностями пластовых интрузивов в дельтулинской и таначинской свитах, а также в известняковой толще Тынепской литофациальной зоны, к которой приурочены амгинские рифы.

Оценить перспективы байкитского, дьявольского и чалбышевского природных резервуаров без проведения дополнительных геолого-геофизических исследований, направленных на изучение именно этих стратиграфических уровней, затруднительно. Более подробное описание перспектив этих резервуаров дается в диссертации.

Приведенные данные свидетельствуют о перспективах обнаружения залежей углеводородов не только в нижнекембрийских отложениях, которые в настоящее время являются основным нефтегазопродуктивным комплексом, но и, как в подстилающих венд-рифейских, так и перекрывающих, ордовикско-силурийских отложениях. Эти резервуары, перспективны на отдельных, достаточно больших по площади участках ЮТ НГО, что значительно повышает перспективы нефтегазоносности этой территории.

4.4. Прогноз фазового состава углеводородов в залежах

Результаты реконструкции максимального нагревания вмещающих пород магматическим теплом и моделирования взаимодействия мультисистемы «углеводороды - пластовая вода - сульфатно-карбонатные породы» при температурах контактового метаморфизма и катагенеза, обусловленного трапповыми интрузивами, позволили дифференцировать площадь ЮТ НГО по степени влияния траппового магматизма на залежи углеводородов (при прочих равных условиях).

В зонах магмоподводящих каналов (по предварительным расчетам на удалении от канала на 1-1,5 км) углеводороды подвергнуты полной деструкции с образованием графита (нефтяной кокс) и комплекса соответствующих газов.

На территориях, нагретых более чем до 400°С сохранится менее 10 % залежей, залежи будут газовые, основная часть объема газа будет образована углекислым газом и сероводородом. Метан может присутствовать в небольших количествах. Во вмещающих породах будет присутствовать самородная сера.

На территориях, нагретых от 300 до 400°С сохранится не более 30 % массы залежей. Залежи газовые, в газах преобладает углекислый газ, а также

метан и сероводород. Не исключены маломощные нефтяные оторочки. Нефти оторочек будут тяжелые, высокосернистые. Сернистые соединения будут в основном гомологического ряда меркаптанов. Как и в описанной выше обстановке во вмещающих породах будет присутствовать самородная сера.

На территориях, нагретых от 100 до 300°С, сохранность залежей средняя. В этих зонах сохраняется 60-70 % массы нефти в начально образованных залежах. Залежи газонефтяные, преимущественно метановые. В составе газа в небольших количествах могут присутствовать углекислый газ, сероводород, конденсат. Нефти тяжелые, высокосернистые, меркаптановые.

На территориях, нагретых до 100°С и ниже залежи сохранились почти полностью (до 90 % и более). Залежи нефтегазовые. Нефти преимущественно малосернистые. В случае присутствия во вмещающих породах большого количества ангидрита, в нефтях присутствуют меркаптаны. Газы метановые, конденсатные. В малых количествах присутствуют углекислый газ, сероводород.

Согласно построенным схематическим картам прогноза сохранности и качества залежей углеводородов из пяти рассмотренных горизонтов -моктаконского (нижний кембрий), таначи-дельтулинского и его стратиграфических аналогов (нижний-средний кембрий), байкитского (нижний ордовик) и дьявольского (нижний силур) (см. рис. 9, см. вкл.), наиболее перспективным будет моктаконский (осинский) горизонт.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе на основе комплексного анализа критериев прогноза нефтегазоносности, выработанных для осадочных бассейнов с интенсивным проявлением траппового магматизма, установлено, что в Южно-Тунгусской НГО:

1. Большая мощность и широкий стратиграфический диапазон образований осадочного чехла, включающий в себя венд, палеозой и базальные горизонты нижнего мезозоя, достаточны для того, чтобы нефтегазопроизводящие отложения попали в условия, соответствующие реализации главной фазы нефтеобразования;

2. Сопредельные с ЮТ НГО территории (Предъенисейский мегапрогиб, восточное погружение Енисейского кряжа), являлись главными очагами интенсивной генерации УВ. За счет латеральной миграции УВ из этих очагов происходило «стягивание» их к Бахтинскому мегавыступу и осложняющим его Сурингдаконскому своду и Кондроминскому выступу, которые являются зонами преимущественного нефтегазонакопления.

3. В осадочном чехле ЮТ НГО каждое стратиграфическое подразделение имеет свои нефтегазоносные комплексы и резервуары. Из них самостоятельное региональное значение имеют: моктаконский, абакунский и дельтулино-таначинский ГТР в верхневендско-кембрийском НГК. Байкитский ПР в ордовикском НГК, чалбышевский и дьявольский ПР в силурийско-девонском НГК имеют подчиненное значение. При оценке

перспектив нефтегазоносности необходимо учитывать существенную фациальную изменчивость нижнекембрийских резервуаров;

4. Автором обосновано выделение новой литофациальной зоны -Светлой. Это позволило выделить Хурингдинско-Светлинскую зону нефтегазонакопления, основные перспективы обнаружения залежей углеводородов в которой связаны с мощной карбонатной толщей ботомского и амгинского ярусов кембрия (стратиграфический аналог дельтулинской и таначинской свит).

5. Наличие на территории НГО ловушек рифового типа (моктаконский, таначи-дельтулинский и амгинский ПР) и структур облекания (абакунский горизонт), а также предполагаемых антиклинальных (усть-кутский (тэтэрский) ПР) и комбинированных ловушек, состоящих из антиклинальной ловушки, экранированной боковыми дайками и пластовой интрузией, создавало предпосылки для аккумуляции в них больших масс углеводородов;

6. Катагенетическая преобразованность органического вещества на уровне продуктивных в центральной части НГО абакунского и моктаконского горизонтов не выходят за пределы соответствующие главным зонам нефте- (МКГМК3') и газообразования (МК3");

7. Установлено, что количество и мощность интрузивных тел возрастает в верхних частях разреза, что значительно понижает, а возможно и исключает, их перспективы на поиски залежей нефти и газа. При этом нижележащие отложения (начиная с абакунской свиты и далее вниз по разрезу), не подвергшихся тепловому воздействию вмещающих трапповых тел, наиболее перспективны на поиски залежей нефти и газа. Выполнено районирование территории распространения этих резервуаров по интенсивности воздействия интрузий траппов;

8. Математическое моделирование внедерения интрузий траппов в разрез скважины и оценка палеотемператур по биминеральным термометрам, позволили принять гипотезу о многоактности процессов интрузии магмы в осадочный чехол с такими перерывами между отдельными актами внедрения, что процессы остывания магмы не сказывались в дальнейшем на максимальных температурах нагревания пород;

9. В результате выполненного физико-химического моделирования взаимодействия в мультисистеме «сульфатсодержащие карбонатные породы - вода - углеводороды» при температурах контактового катагенеза и метаморфизма (100-700°С) было установлено, что главными исходными компонентами реакций являются ангидрит и углеводороды, с ростом содержания ангидрита увеличивается содержание сероводорода и двуокиси углерода в новообразованных компонентах. В новообразованных компонентах нефтей присутствуют меркаптаны и увеличивается содержание серы по мере приближения к интрузиву;

от интрузий траппов. В области могут быть выявлены разнообразные по составу нефтей и газов залежи. При планировании поисково-разведочных работ необходимо учитывать возможность выявления залежей, богатых углекислым газом и сероводородом, а также нефтей и конденсатов, содержащих в высоких концентрациях меркаптаны.

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

в журналах, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией

1. Гордеева А.О., Хоменко A.B. Новые данные по стратиграфии и фациальному районированию кембрийских и нижнеордовикских отложений Южно-Тунгусской нефтегазоносной области // Геология и геофизика. - 1998. - Т. 39. -№ 1. - С. 131-135.

2. Гордеева А.О., Жидкова Л.В., Хоменко A.B. Влияние интрузий долеритов на нефтегазоносность Южно-Тунгусской нефтегазоносной области // Геология нефти и газа. - 1999. - № 5-6. - С. 34-39.

3. Горюнов H.A., Вальчак В.И., Детков В.А., Хоменко A.B., Гордеева А.О. Новые данные о распространении пород верхнего протерозоя на западе ЮжноТунгусской нефтегазоносной области (бассейн р. Вахты, Сибирская платформа) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. -№ 2. - С. 25-33.

4. Павлов А.Л., Хоменко A.B., Гордеева А.О. Трапповый магматизм - основная причина метаморфизма угля и массовой генерации углеводородов в Тунгусском угольном бассейне // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. - Ноябрь-декабрь. - 2005. - № 6. - с. 72-80.

В прочих изданиях:

5. Гордеева А.О. Новый тип разреза нижнего кембрия юго-запада ЮжноТунгусской НГО // Геология и геохимия осадочных бассейнов Сибири. -Новосибирск, 1995.-С. 10-13.

6. Ревердатто В.В., Хоменко A.B., Лиханов И.И., Лепетюха В.И., Гордеева А.О., Кузнецова E.H. Методы определения и модели максимальных температур нагревания осадочных пород интрузиями траппов некоторых регионов Сибирской платформы // Результаты работ по межведомственной региональной научной программе «Поиск» за 1992-1993 годы. - Ч. 1. - Новосибирск, 1995. - С.153-155,

7. Хоменко A.B., Павлов А.Л., Гордеева А.О., Жидкова Л.В., Кузнецова E.H., Меленевский В.Н. Закономерности генерации и превращений углеводородов в осадочных бассейнах с интенсивным проявлением, траппового магматизма (на примере Тунгусского бассейна, Сибирская платформа) // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа (к 60-ти-летию геологического факультета МГУ). - Материалы второй междунар. конф. - МГУ. - 1998. - С. 207-209.

8. Конторович А.Э., Хоменко A.B., Павлов А.Л., Гордеева А.О., Кузнецова E.H. Тунгусский нефтегазоносный бассейн с интенсивным трапповым магматизмом // Проблемы недропользования территории Эвенкийского автономного округа. - Тезисы докладов Второй региональной конференции. 20-21 апреля 1999 г. - Красноярск, 1999.-С. 17-18.

9. Конторович А.Э., Хоменко A.B., Павлов А.Л., Жидкова Л.В., Кузнецова E.H., Гордеева А.О. Нефтегазовые системы в условиях аномально высоких

Игарка

СЕВЕРО-ТУНГУССКАЯ НГО

гунгуска __ БАЙКИТСКАЯ НГО

Границы

[23 Лсно-Тунгусской нефтегазоносной провинции Р1""] нефтегазоносных областей

Рис. 1 Обзорная карта Южно-Тунгусской нефтегазоносной области

Рис. 2 Литофациальное районирование кембрийских отложений

1 -4 - границы: 1 - Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, 2 - Южно-Тунгусской нефтегазоносной области, 3 - административные, 4 - литофациального районирования; 5 - скважина и се номер

Горизонт

Байкитская

Светлая Тынепская ТуЩн"

ШШШ

уУСТЬ-МУНПУЙС! £„„.. СВИТА .

ШШШЖ

УСТЫИУЩУЙСКАЯ^

Лебяжин-ская

ЭВЕНКИИСКАЯ СВИТА Верхняя подсвита

182.-200 м____

Нижняя подсвита

УСТЬ-ПЕЛЯДКИНСКАЯ СВИТА

1135-240 до 370 м ,180-230»

ЛЕТНИНСКАЯ СВИТА

ОПЕНЧИМИНСКАЯ

зеледеев-ский

ЛИТВИНЦЕВСКАЯ СВИТА

наманскии

КАРБОНАТНАЯ ТОЛЩА

чарскии

АНГАРСКАЯ СВИТА

олекминскии

урицкии

БУЛАЙСКАЯ СВИТА 70-140 и

толбачанский

БЕЛЬСКАЯ СВИТА верхняя подсвита

ОПЕНЧИМИНСКАЯ СВИТА 110-130 м

СОЛЕНОСНО-ДОПОМИТОВАЯ ТОЛЩА 125-130 м

ТОЛЩА ИЗВЕСТНЯКОВ

ТОЛЩА ГЛИНИСТЫХ ИЗВЕСТНЯКОВ

га^ллАЛ^ члЬНлААл/

КОСТИНСКАЯ СВИТА

ДЕЛЬТУЛИНСКАЯ СВИТА

БУЛАЙСКАЯ СВИТА 104 м_.120-150 и

СУРИНГДАКОНСКАЯ СВИТА

Нижняя подсвита

270-330 м

БУРУССКАЯ СВИТА ,420 м_■ 280-305 м

УСОЛЬСКАЯ СВИТА Верхняя подсвита _300 м_____

Средняя подсвита (осинский горизонт)

£5 М.-----

Нижняя подсвита -5£Ьа_

НИЖНЯЯ СОПЕНОСНАЯ ТОЛЩА

АБАКУНСКАЯ СВИТА 70-80 м_,65-75 м

70-100 м У~

МАРСКАЯ СВИТА , 70-125 м

АКОНСКАЯ СВИТА 105-205 м 140-220 м

ЯСЕНГСКАЯ СВИТА 30-100 м_. _■ 35-40 М

даниловскии

ТЭТЭРСКАЯ СВИТА > 25 м___, 30-60 м_, 30-40 м

ЭВЕНКИИ. СКАЯ СВИТА

ОЛЕНЧИМИН-

СКАЯ Юм СВИТА

ЛЕБЯЖИНСКАЯ СВИТА

Средняя подсвита

605_м___

Нижняя подсвита

120-145 м__

Нижняя подсвита

465-540м__

Нижняя

ПОДСВИТЙ

спаю-

Формации:

карбонатные | |- галогенно-карбонатные

сульфатно-карбонатные | |- карбонатно-глинистые

стратиграфические перерывы в осадконакоплении

Рис. 3 Стратиграфическая схема кембрийских отложений (по (Решения..., 1989; Гордеева, 1995; Гордеева, Хоменко, 1998; Мельников, 2009))

карбонатная ^ Tondia L -

Светлая-2

1 ооо-

аз 1500-х S

ю >.

2500-

3000-

Хурингдинская-1 Моктаконская-

Усть-Дельтулинская -214

V-e,ttv

'О 5 10 15 20 25 кй

Формации: П - карбонатные П - сульфатно-карбонатные

| | - галогенно-карбонатные [" | - карбонатно-глинистые

Схема '■расположения скважин

■ доломиты

■ известняки

^ ~ органогенные карбонатные

** породы Гц Ч м (- сульфатоносныс доломиты | - аргиллиты

- мергели

- глинистые доломиты 11 ° - соли | | | - скважины

- ЛИНИЯ профиля. ' ГТТП - стратиграфические перерывы ! Усл. обозн. см. рис. 21 оеадконакоплении

Рис. 4 Геологический разрез кембрийских отложений по линии скважин Светлая-2 -Моктаконская-3

Свиты: tt - тэтэрская, js - ясенгская, mkt - моктаконская, mr - марская, ab - абакунская, Ьг - бурусская, sr - сурингдаконская, bul - булайская, del - дсльтулинская, tn - таначинская, lt - летнинская, ир - усть-пелядкинская, um - усть-мундуйская, ks - костинская, pl -платоновская, о! - олснчимннская. Толщи: ги - глинистых известняков, и - известняковая, ск-соленосно-карбонатная.

/Г.

""7 fe ^

Тн-7

Таначинская площадь

ТН-К Ти.9 Тн-3

Моктаконская площадь Мк-6

-217

-500-

-1000-

-1500-

-2000 -

-2500

-3000-

-3500-

Рис. 5 Разрез осадочного чехла Южно-Тунгусской НГО по линии скважин Таначинская-7 - Марская-217 I - траппы; 2 - скважины; 3 - границы стратиграфических подразделений; 4 - линия профиля Схему расположснияскважинполинии профиля см. рис. 8

1 -Мг'м

Щ1

г-'з^м

|АЛЛАЛА/1

i -у202 м

ни

Результаты измерений температуры по кальцит-доломитовому термометру

100 300 500 ТОО

Результаты теллофиэического моделирования

100 300 500 700

» Г

СО Ц

О)

о. с

го со

шт-

ЕЕЗ'

ЕЗ-

Ш-га-

Породы:

- известняки,

- доломиты, | - мергели,

- песчаники,

- алевролиты.

- глинистость;

- ангидрит;

- кремнезем;

- биотит;

- халцедон; |« ■ | - магнетит; | 5 | - диопсид;

| п | - плагиоклаз; I у «I - долсриты;

] - расчетные температуры от верхнего интрузива; ] - расчетные температуры от нижнего интрузива; ] - расчетные температуры при одновременном внедрении 1-го и 2-го интрузивов, для интрузивов 3 и 4 кривая вышла за пределы температурной шкалы; | • | - точки отбора образцов 1 - 39 м - номер интрузива и его мощность

Рис. 7 Распределение расчетных температур в разрке по линии скважины Биробчанская-3 при нагревании осадочных пород интрузиями траппов

нижний кембрий (ясенгская, моктаконская, марская, абакунская свиты и их стратиграфические аналоги)

нижний-средний кембрий (дельтулинская и таначинская свиты и их стратиграфические аналоги)

силур

Мощности интрузий траппов, в м

Св-1 1 2 3 4 Г-

Рис. 6 Схематические карты распространения и суммарной мощности интрузий траппов

I - скважина и се номер, 2 - изолинии суммарных мощностей интрузивов, 3 - предполагаемые магмоподводящис каналы, 4 - граница Южно-Тунгусской нефтегазоносной области, 5 - граница Лсно-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Таначинская-7 „ Таначинская-3 -г п

Таначинская-6 Таначинская-2 'аначиникаи о таначинская-8

(^октаконская-6

Марская-217

-500

-1000

-1500

i-2000

-2500

-3000

-3500

со* оз а4 ов в

Рис. 8 Распределение расчетных температур в разрезе по линии скважин скв. Таначинская-7 - Марская-217 при нагревании осадочных пород интрузиями траппов

I - траппы; 2 - скважины; зоны нагревания в "С: 3 - 700-400,4 - 400-300, 5 - 300-100, 6 - менее 100; 7 - границы стратиграфических подразделений; 8 -нефтегазовые и газокондснсатныс залежи; 9 - газовая залежь. Стратиграфические подразделения: Т - триас; С,-Р - карбон-пермь; О - девон; Б, - верхний силур; Э, - нижний силур; О, -средний ордовик; О, - нижний ордовик, €. - верхний кембрий; £, - средний кембрий; С, - нижний кембрий; V - венд. Свиты: т+Ш - таначинская+дсльтулинская, эг - сурингдаконская, Ьг - бурусская, аЬ - абакунская, ггт ■ марская, тк1 - моктаконская, - ясенгская, И - тэтэрская.

Зона развития моктаконских рифов

Зона развития ганачи-дельтулинских краевых и амгинских рифов

Земли:

- высокопсрспективные

- перспективные

- малоперспсктивные

- бесперспективные

/ / / - область распространения известняковой толщи III амгинского яруса

|яруса

- подводящие каналы и прилегающая к ним зона с полной деструкцией углеводородов

Рис. 10 Схема прогноза перспектив нефтегазоносности Южно-Тунгусской НГО с учетом влияния интрузий траппов Остальные усл. обозн. см. рис. 9

моктаконская свита и ее стратиграфические аналоги (нижний кембрий)

дельту ли некая и таначинская свиты и известняковая толща (амгинский ярус) и их стратиграфические аналоги (нижнии-среднии кембрий)

байкитская свита (средний ордовик)

дьявольская свита (нижний силур)

Границы:

- Лсно-Тунгусской НГП

- Южно-Тунгусской НГО

- подводящие каналы и прилегающая к ним зона с полной деструкцией углеводородов

- скважины: а - глубокие и б - колонковые

Сохранность залежей: ]- очень плохая (температура нагревания более 400°С) 1- плохая (температура нагревания 400-300 С)

- средняя (температура нагревания 300-100°С)

- хорошая (температура нагревания до 100°С)

Рис. 9 Схематические карты прогноза сохранности и качества залежей углеводородов, подвергшихся воздействию интрузий траппов

температур // Проблемы геологии континентов и океанов. Доклады Российских ученых-участников 31-го МГК. - Магадан, Кортис, 2001. - С. 237-246.

10. Павлов А.Л., Хоменко A.B., Гордеева А.О. Важнейшие особенности и главные направления метаморфических превращений в системе "осадочные породы -вода - углеводороды - уголь" при внедрении интрузий траппов // Петрология магматических и метаморфических комплексов. - Вып. 2: Материалы научной конференции, посвящ. 80-летию со дня рождения проф. М.П. Кортусова. - Томск, 2830 ноября 2001 г. - Томск: ЦНТИ, 2001. - С. 312-316.

11. Гордеева А.О. Критерии прогноза нефтегазоносное™ Южно-Тунгусской НГО // Проблемы нефтегазоносности Сибирской платформы. - Материалы научно-практической конференции (16-17 декабря 2003 г. - Новосибирск, 2003. - С. 210-212.

12. Гордеева А.О. Основные предпосылки нефтегазоносности ЮжноТунгусской НГО // Пути повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия). - Материалы научно-практической конференции (1-3 марта 2006 г.). - Новосибирск, 2006. - С. 124-125.

13. Гордеева А.О. Прогноз сохранности залежей УВ в Южно-Тунгусской нефтегазоносной области и на сопредельных площадях после внедрения траппов // III международный научный конгресс «ГЕО-Сибирь-2007». - Т. 5. Недропользование, новые направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. - 25-27 апреля 2007 г. - Новосибирск, 2007. - С. 66-69.

Технический редактор Е.В. Бекренева

Подписано в печать 21.03.2011 Формат 60x84/16. Бумага офсет № 1. Гарнитура Тайме _Печ. л. 0.9. Тираж 130. Зак № 59_

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

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Гордеева, Алевтина Олеговна

Введение.

Глава 1. История изученности геологии и нефтегазоносности.

Глава 2. Главные особенности геологического строения.

2.1. Стратиграфия.

2.1.1. Фундамент.

2.1.2. Осадочный чехол.

2.1.3. Общий объем осадочного выполнения.

2.2. Палеогеография.

2.3. Тектоника.

2.4. Гидрогеология.

2.5. Нефтематеринские формации и нефтегазогенерационный потенциал.

2.6. Распределение пластовых интрузивов в осадочном чехле.

Глава 3. Критерии прогноза нефтегазоносности.

3.1. Принципы прогноза нефтегазоносности бассейнов с интенсивным развитием траппового магматизма.

3.2. Влияние траппов на нефтегазоносность осадочного чехла.

3.2.1. Влияние траппов на отдельные параметры, определяющие нефтегазоносность осадочных пород.

3.2.2. Роль температуры как основного фактора деструкции скоплений углеводородов.

3.3. Нагревание осадочного чехла в эпоху траппового магматизма. Катагенез ОВ.Г.

Глава 4. Перспективы нефтегазоносности.

4.1. Нефтегазоносные комплексы и резервуары.

4.2. Зоны нефтегазонакопления и ловушки.

4.3. Районирование территории и разреза по степени перспективности на нефть и газ.

4.4. Прогноз фазового состава углеводородов в залежах.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Критерии прогноза нефтегазоносности Южно-Тунгусской области с высоким развитием траппового магматизма"

Объектом исследования послужила уникальная по насыщенности интрузиями траппов Южно-Тунгусская нефтегазоносная область.

В предлагаемой диссертационной работе автор решал следующую задачу — выполнить оценку перспектив нефтегазоносности Южно-Тунгусской НГО и на примере этого геологического объекта выработать критические значения геологических параметров влияния интенсивного траппового магматизма на нефтегазоносность.

Актуальность работы. Южно-Тунгусская нефтегазоносная область является территорией активного лицензирования недр и проведения геологоразведочных работ; в силу высокой насыщенности разреза траппами геологические и экономические риски таких работ весьма велики.

Работа должна обеспечить снижение таких рисков.

Существует мнение, что многочисленные интрузии базитовой магмы в осадочный чехол Южно-Тунгусской НГО в конце перми — начале триаса резко снизили к концу триаса остаточный генерационный потенциал рассеянного органического вещества и одновременно уничтожили значительную часть сформировавшихся в дотрапповый период скоплений углеводородов. Кроме того, трапповые интрузивы резко отрицательно повлияли и на другие параметры, определяющие нефтегазоносность, в частности, на структурный план, коллекторские свойства осадочных пород, пути миграции флюидов и др.

Оппоненты этой точки зрения, не отрицая перечисленных выше негативных факторов, утверждают, что трапповый магматизм не мог привести к полному уничтожению нефтегазового потенциала Южно-Тунгусской НГО. В подтверждение своей позиции они указывают, что в ряде районов Сибирской платформы, содержащих трапповые интрузии, месторождения углеводородов (УВ), в том числе крупные и гигантские, были открыты. Так, в Байкитской НГО открыты Юрубчено-Тохомское, Оморинское, Куюмбинское, в Непско-Ботуобинской НГО - Среднеботуобинское, Ярактинское, в Катангской НГО - Собинско-Пайгинское и Джелиндуконское месторождения. В Южно-Тунгусской НГО промышленные скопления и проявления УВ к настоящему времени выявлены в нижне- и среднекембрийских и силурийских отложениях (газ в дьявольской свите нижнего силура - скв. Делимакитская-1, Холмипская-8). Промышленные скопления нефти и газа открыты на Таначинской и Моктаконской площадях. Они расположены в зоне высокого насыщения осадочных толщ трапповыми интрузивами. Все это показывает необоснованность полного отрицания перспектив ее нефтегазоносности

В связи с этим, возникла необходимость в реализации системного подхода к оценке перспектив нефтегазоносности Южно-Тунгусской НГО. При оценке территории с такой сложной геологической историей необходимо комплексное рассмотрение всей совокупности геолого-геохимических и историко-геологических критериев прогноза нефтегазоносности. При этом, наряду с критериями, обычно применяемыми при оценке перспектив нефтегазоносности, необходимо учитывать критерии, обусловленные воздействием на осадочный чехол траппового магматизма. Теоретические основы такого дифференцированного подхода были заложены в работах Т.К. Баженовой, С.А. Кащенко, А.Э. Конторовича, Н.В. Мельникова, A.JI. Павлова, В.В. Ревердатто, B.C. Старосельцева, Ю.А. Филипцова, A.B. Хоменко. Для выделения стратиграфических комплексов и зон, нефтегазовый потенциал которых подвергся наименьшему разрушительному воздействию траппового магматизма, необходимо дифференцировать эти критерии и результаты выполняемой на их основе оценки в четырехмерном геологическом пространстве — 4D-анализ (трехмерное геологическое пространство + время).

Фактический материал и методы исследования. В работе использованы описание керна глубоких и колонковых скважин; каротажные диаграммы и результаты испытания 65 глубоких скважин, региональные стратиграфические схемы кембрийских и вендских отложений; палеогеографические карты, составленные специалистами ВНИГРИ, ВСЕГЕИ, ИПГГ СО РАН, СНИИГГиМСа и других организаций; структурные карты по отражающему горизонту «Б» (кровля тэтэрской свиты) Лено-Тунгусской НГП и Бахтинского мегавыступа и тектонические карты венд-силурийского структурного яруса Лено-Тунгусской провинции (ИНГГ СО РАН, Енисейгеофизика, КрасноярскНИПИнефть, СНИИГГИМС); временные сейсмические разрезы.

Защищаемые научные положения и результаты:

1. На территории Южно-Тунгусской НГО выделена новая литолого-фациальная зона — Светлая. Для зоны характерны мощная рифогенная толща в верхней части разреза нижнего-среднего кембрия, повышенная, по сравнению с другими зонами в области, соленасыщенность (более 50 %) разреза нижнего кембрия и значительное содержание сульфатов в карбонатных породах (12-15 %).

2. Сравнительный анализ результатов математического, моделирования и биминеральной термометрии подтверждает гипотезу о многоактности внедрения базитовой магмы в осадочный чехол с такими перерывами между отдельными актами, что вмещающие осадочные породы остывали до фоновых температур. С учетом этого результата выполнены реконструкции палеотемператур в осадочном чехле.

Зоны, в которых нафтиды не подверглись тепловому влиянию интрузий траппов (менее 100 °С), располагаются за пределами интервалов, соизмеримых с 3-3,5 мощностями интрузий и находятся в нижней части чехла (моктаконская свита нижнего кембрия и венд).

Взаимодействие сульфатно-карбонатных пород и углеводородов при высоких температурах приводит к образованию в составе нефти серосодержащих органических соединений - меркаптанов и специфических по составу газов с высоким содержанием СОг, НоЭ. Такой состав флюидов установлен в Южно-Тунгусской НГО.

Личный вклад и новизна исследований.

Впервые выполнен прогноз нефтегазоносности насыщенных траппами отложений Южно-Тунгусской нефтегазоносной области с учетом закономерностей размещения интрузий траппов в осадочном чехле и их воздействия на залежи, сформировавшиеся к началу эпохи трапнового магматизма. При прогнозе учтены результаты математического моделирования температурного режима в осадочном чехле. Дан прогноз состава флюидов, образующихся при высоких температурах при взаимодействии сульфатно-карбонатных пород с жидкими и газообразными углеводородами.

Практическая значимость. Результаты выполненной работы могут быть использованы при лицензировании нераспределенного фонда недр на территории ЮжноТунгусской НГО, при проектировании геологоразведочных работ, формировании направлений и методов поиска месторождений нефти и газа, а также послужить геологической основой при прогнозной оценке углеводородного потенциала ЮжноТунгусской НГО.

Апробация работы. Результаты работы докладывались и обсуждались на научно-практических конференциях и совещаниях: Вторая Международная конференция «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа (к 60-тилетию геологического факультета МГУ», МГУ, 1998 г.; Вторая региональная конференция «Проблемы недропользования территории Эвенкийского автономного округа», 20-21 апреля 1999 г., Красноярск; Пятая международная конференция «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазовая геология в XXI веке», Москва, 2001 г.; XXXI между народный геологический конгресс «Проблемы геологии континентов и океанов» НИС «Академик Иоффе», Калининиград — Рио-де-Жанейро, 27 июня — 9 сентября 2000 г.; Пятая международная конференция «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазовая геология в XXI веке», Москва, 2001 г.; Молодежная конференция «3-й Яншинские чтения; современные вопросы геологии», Москва, 26-28 марта 2003 г.; Научно-практическая конференция «Проблемы нефтегазоиосности Сибирской платформы», 16-17 декабря 2003 г., Новосибирск; Научно-практическая конференция «Пути повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия)», 1-3 марта 2006 г., Новосибирск; III международный научный конгресс «ГЕО-Сибирь-2007», 25-27 апреля 2007 г., г. Новосибирск; Научная конференция «Петрология магматических и метаморфических комплексов», посвящ. 80-летию со дня рождения проф. М.П. Кортусова, Томск, 28-30 ноября 2001 г. Результаты исследований вошли в научные отчеты по заказу МПР России и нефтяных компаний.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 16 работ, 4 из которых - в журналах из перечня ВАК, 3 статьи в сборниках и 9 тезисов докладов и материалов в трудах Международных конференций и совещаний.

Объем работы. Диссертация состоит из 4 глав, введения и заключения объемом 271 страница, в т.ч. 11 таблиц, 92 рисунка. Список литературы включает в себя 160 наименований, из них 147 опубликованных и 13 фондовых.

Работа выполнена в лаборатории геологии нефти и газа докембрия и палеозоя под руководством д.г.-м.н. A.B. Хоменко, а после его преждевременной кончины завершена под руководством д.г.-м.н. профессора Н.В. Мельникова. Автор выражает глубокую благодарность академику А.Э. Конторовичу, к научной школе которого она принадлежит, за знания, полученные ею в годы учебы в НГУ, за ценные советы, консультации, позволившие существенно улучшить работу, научному руководителю д.г.-м.н. Н.В. Мельникову за критические замечания и конструктивные советы, а также к.г.-м.н. С.А. Моисееву, к.г.-м.н. Д.А. Новикову, к.г.-м.н. В.А. Топешко. Автор с особой теплотой вспоминает рано ушедшего из жизни своег о Наставника и Учителя, известного геолога, замечательного человека д.г.-м.н. A.B. Хоменко.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Гордеева, Алевтина Олеговна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе на основе комплексного анализа критериев прогноза нефтегазоиосности, выработанных для осадочных бассейнов с интенсивным проявлением траппового магматизма, установлено, что в Южно-Тунгусской НГО:

2. Сопредельные с ЮТ НГО территории (Предъенисейский мегапрогиб, Енисейский кряж), являлись главными очагами интенсивной генерации УВ. За счет латеральной миграции УВ из этих очагов происходило их «стягивание» к Бахтинскому мегавыступу и осложняющим его Сурингдаконскому своду и Кондроминскому выступу, которые являются зонами преимущественного нефтегазонакопления.

3. В осадочном чехле ЮТ НГО каждое стратиграфическое подразделение имеет свои нефтегазоносные комплексы и резервуары. Из них самостоятельное региональное значение имеют моктаконский, абакунский, дельтулино-таначинский и амгинский ПР в верхневендско-кембрийском НГК, байкитский ПР в ордовикском НГК; чалбышевский и дьявольский ПР в силурийско-девонском НГК имеют подчиненное значение. При оценке перспектив нефтегазоиосности необходимо учитывать существенную фациальную изменчивость нижнекембрийских резервуаров.

4. Автором обосновано выделение новой литофациальной зоны - Светлой. Это позволило выделить Светлинско-Хурингдинскую зону нефтегазонакопления, основные перспективы обнаружения залежей углеводородов в которой связаны с мощной карбонатной толщей ботомского и амгинского ярусов кембрия (стратиграфический аналог дельтулинской и таначинской свит).

5. Наличие на территории НГО ловушек рифового типа (моктаконский, таначи-дельтулинский и амгинский ПР) и структур облекания (абакунский горизонт), а также антиклинальных (усть-кутский (тэтэрский) ПР) и комбинированных, состоящих из антиклинальной ловушки, экранированной боковыми дайками и пластовой интрузией, создавало предпосылки для аккумуляции в них больших масс углеводородов.

6. Катагенетическая преобразованность органического вещества на уровне продуктивных в центральной части НГО абакунского и мокгаконского горизонтов не выходят за пределы, соответствующие главным зонам нефте- (МК2-МК31) и газообразования (МКз").

7. Установлено, что количество и мощность интрузивных тел возрастает в верхних частях разреза, что значительно понижает, а, возможно, и исключает их перспективы на поиски залежей нефти и газа. При этом нижележащие отложения (начиная с абакунской свиты и далее вниз по разрезу), не подвергшиеся тепловому воздействию вмещающих трапповых тел, наиболее перспективны на поиски залежей нефти и газа. Выполнено районирование территории распространения этих резервуаров по интенсивности воздействия интрузий траппов.

8. Математическое моделирование внедерения интрузий траппов в разрез скважины и оценка палеотемператур по биминеральным термометрам позволили принять гипотезу о многоактности процессов интрузии магмы в осадочный чехол с такими перерывами между отдельными актами внедрения, что процессы остывания магмы не сказывались в дальнейшем на максимальных температурах нагревания пород.

9. В результате выполненного физико-химического моделирования взаимодействия в мультисистеме «сульфатсодержащие карбонатные породы — вода -углеводороды» при температурах контактового катагенеза и метаморфизма (100-700°С) было установлено, что главными исходными компонентами реакций являются ангидрит и углеводороды; с ростом содержания ангидрита увеличивается содержание сероводорода и двуокиси углерода в новообразованных компонентах. В новообразованных компонентах нефтей присутствуют меркаптаны и увеличивается содержание серы по мере приближения к интрузиву.

10. В Южно-Тунгусской НГО часть залежей углеводородов была разрушена в эпоху траппового магматизма. Сохранившиеся скопления углеводородов подверглись преобразованиям в зависимости от удаленности от интрузий траппов. В области могут быть выявлены разнообразные по составу нефтей и газов залежи. При планировании поисково-разведочных работ необходимо учитывать возможность выявления залежей, богатых углекислым газом и сероводородом, а также нефтей и конденсатов, содержащих в высоких концентрациях меркаптаны.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Гордеева, Алевтина Олеговна, Новосибирск

1. Опубликованная

2. Антонова Т.Ф. Влияние траппов на коллекторские свойства проницаемой части Чуньского резервуара (Сибирская платформа) // Литология и геохимия нефтегазоносных толщ Сибирской платформы. Изд-во Наука, Москва, 1981. — С. 117-121.

3. Антонова Т.Ф., Килина Л.И., Мельников П.В. Флюидоносные комплексы в Лено-Тунгусской провинции // Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов Сибири. Новосибирск, 1977. С. 75-79.

4. Анциферов A.C. Гидрогеология древнейших нефтегазоносных толщ Сибирской платформы. М.: Недра, 1989. - 176 с.

5. Асташкин В.А., Хоменко A.B. Шишкин Б.Б. Влияние пластовых интрузий на структуры осадочного чехла Сибирской платформы // Геология и геофизика. 1994. — Т. 35. -№ 1.-С. 39.

6. Бакиров A.A., Мальцева А.К. Литолого-фациальный и формационный анализ при поисках и разведке скоплений нефти и газа. М., 1985.

7. Бакиров Э.А. Принципы выделения и классификации нефтегазоносных комплексов и покрышек // Губкинские чтения к 100-летию со дня рождения. М., 1972. -С. 274-281.

8. Башарин А.К., Беляев С.Ю., Хоменко A.B.- Енисейский складчатый пояс: итоги исследований и проблемы // Геодинамическая эволюция литосферы Центрально-Азиатского подвижного пояса (от океана к континенту). Т. 1. - Иркутск, ИЗК СО РАН, 2005. - С. 27-30.

9. 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.

10. Битнер А.К. Особенности геологии и геохимии триады «нефть-конденсат-газ» залежей Южно-Тунгусской нефтегазоносной области и перспективы их комплексного использования. Новосибирск, 2010. - 113 с.

11. Букаты М.Б. Геохимия газов подземных вод Тунгусского бассейна (в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности) // Известия АН СССР. — Сер. геологическая. — 1985.-№6.-С. 118-126.

12. Бэрч Ф, Шредер Д, Спайсер Г. Справочник для геологов по физическим константам. М., 1949. -265 с.

13. Варанд Э.Л. О размещении каналов внедрения трапповой магмы в трап повой области Сибирской платформы // Траппы Сибирской платформы и их литология. Иркутск, 1971. С. 5-7.

14. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1967. -№ 11. - С. 137-142.

15. Верной Р.Х. Метаморфические реакции. М.: Недра, 1980. 228 с.

16. Вожов В.И. Подземные воды Тунгусского бассейна. М.: Недра, 1977. 133 с.

17. Вожов В.И. Гидрогеологические условия месторождений нефти и газа Сибирской платформы. М.: Недра, 1987. - 206 с.

18. Вожов В.И. Подземные воды и гидроминеральное сырье Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Новосибирск, 2006. - 209 с.

19. Воробьев В.Н., Мельников Н.В., Ефимов А.О. Взаимоотношения кембрийских галогенной и карбонатной формаций Сибирской платформы. 1975.

20. Геология и нефтегазоносиость Лено-Тунгусской провинции / Под. ред Н.В. Мельникова / М. Недра, 1977. 205 с.

21. Геология нефти и газа Сибирской платформы // Под. ред. А.Э. Конторовича, B.C. Суркова, A.A. Трофимука. М.: Недра, 1981. - 550 с.

22. Гоныпакова В.И. Некоторые особенности размещения и механизм внедрения траппов в юго-восточной части Сибирской платформы // Изв. АН СССР. Сер. геол. -1958.-№8.-С. 38-56.

23. Гордссва А.О. Новый тип разреза нижнего кембрия юго-запада Южно-Тунгусской НГО // Геология и геохимия осадочных бассейнов Сибири. Сб. науч. тр. Новосибирск, 1995.-С. 10-13.

24. Гордеева А.О. Жидкова Л.В., Хоменко A.B. Влияние интрузий долеритов на ' нефтегазоносность Южно-Тунгусской нефтегазоносной области // Геология нефти и газа. 1999.-№5-6.-С. 34-39.

25. Гордеева А.О., Хоменко A.B. Новые данные по стратиграфии и фациальному районированию кембрийских и нижнеордовикских отложений Южно-Тунгусской нефтегазоносной области // Геол. и геофиз. 1998. - Т. 39. - № 1. - С. 131-135.

26. Гришина С.Н., Дюбесси Ж., Конторович А.Э., Кудрина Т.Р. Включения в солях кембрия Бахтинского мегавыступа как показатель условий формирования и сохранности залежей нефти и газа// Геология и геофизика. 1987. - № 12. - С. 31-38.

27. Доронина С.И. Строение нижней части силура на Бахтинском мегавыступе // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Лено-Тунгусской провинции. Тр. СНИИГГиМС, 1982. С. 24-27.

28. Егорова Л.И., Савицкий В.Е. Стратиграфия и биофации кембрия Сибирской платформы (Западное Принабарье) // Тр. СНИИГГиМСа. Вып. 43. - 1969.

29. Ершов H.A. Некоторые закономерности изменения трегциноватости траппов и вмещающих пород в районах Тунгусской синеклизы // Труды. СНИИГГиМС. 1976. -вып 232. - С 30 - 35.

30. Жарков М.А. Кембрийская соленосная формация Сибирской платформы. Советская геология. -№ 2. 1966.

31. Золотухин В.В., Васильев Ю.Р. Особенности механизма образования рудоносных трапповых интрузий северо-запада Сибирской платформы. М.: Наука, 1967. 267 с.

32. Иванцов С.Н., Таланцев A.C. Проблемы биминеральной геотермобарометрии. -Свердловск, 1976. 147 с.

33. Исаев A.B., Лыков Ю.Я., Хоменко A.B. и др. Особенности интрузивных трапповна территории Катангской седловины Сибирской платформы // Геол. и геофиз. — 1988. — С. 42-48.

34. Казанли Д.Н. Температурные поля интрузивных тел и их роль в контактовом минералообразовании // Изв. АН КазССР. 1952. - Сер. геол. - № 12. - С. 21-36.

35. Казаринов В.В., Мельников Н.В., Хоменко A.B. Влияние траппов на коллекторские свойства и нефтегазоносность запада Сибирской платформы // Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. — М., 1978. С. 176-178.

36. Калинко М.К. Зависимость строения и нефтегазоносности природных резервуаров от характера цикличности слагающих их отложений // Цикличность осадконакопления и формирования залежей нефти и газа. М., 1985. С. 20-26.

37. Карогодин Ю.Н. Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность. М., 1974.176 с.

38. Килина Л.И. и др. Основные черты геохимии и литологии алданского яруса северо-западной части Сибирской платформы // Тр. СНИИГГиМС. Вып. 78. -Новосибирск, 1968.

39. Килина Л.И., Мельников Н.В. Условия образования кембрийских отложений Туруханского района // Тр. СНИИГГиМС. Вопросы литологии Сибири. Вып. 170. -С. 44-47.

40. Козлов Г.В., Вотах O.A., Александров B.C. Типовые формации докембрия Туруханского и Игарского поднятий // Тектоника платформенных областей. Новосибирск: Наука, 1988. С.9-51.

41. Константинова С.А., Мельников Н.В., Меннер В.Вл., Матухин Р.Г., Вааг О.В., Васильева К.Н. Корреляция разрезов девона и нижнего карбона центральной части Тунгусской синеклизы // Геол. и геоф. 1982. - № 9. - С. 10-21.

42. Конторович А.Э., Бабина Н.М., Богородская Л.И. и др. Нефтегазопроизводящие толщи и условия- образования нефти в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. Л.: Недра, 1967. - 223 с.

43. Конторович А.Э., Бахтуров С.Ф., Башарин А.К. и др. Разновозрастные очаги нафтидообразования и нафтидонакопления на Северо-Азиатском кратоне // Геология и геофизика, 1999.-Т. 40.-№ 11.-С. 1676-1694.

44. Конторович А.Э., Мельников Н.В., Старосельцев B.C. Нефтегазоносные провинции и области Сибирской платформы // Геология и нефтегазоносность Сибирской платформы. Новосибирск, изд. СНИИГГиМС, 1975. С. 4-21.

45. Конторович А.Э., Мельников Н.В., Старосельцев B.C. Нефтегеологическое районирование Сибирской платформы // Геология нефти и газа. 1976. - № 2. - с.6-16.

46. Конторович А.Э., Моделевский М.С., Трофимук A.A. Принципы классификации седиментационных бассейнов в связи с их нефтегазоносностыо // Геология и геофизика. 1979. — № 2. — С.3-11.

47. Конторович А.Э., Павлов A.J1., Третьяков Г.А., Хоменко A.B. Физико-химическое моделирование равновесий в системе "карбонат-эвапоритовые породы вода -углеводороды" при контактовом метаморфизме и катагенезе // Геохимия. - 1996. - № б. -С. 611 - 629.

48. Конторович А.Э., Павлов A.JL, Хоменко A.B., Третьяков Г.А. Физико-химические условия графитизации углеводородсодержащих пород // Геохимия. 1997. — № 6. — С. 563-571.

49. Конторович А.Э., Савицкий В.Е. К палеогеографии Сибирской платформы в раннюю и среднюю кембрийские эпохи // Вопросы литологии и палеогеографии Сибири. Тр. СНИГГиМС. Вып 106. - 1970. - С. 95-108.

50. Конторович А.Э., Филипцов Ю.А., Битнер А.К., Стасова О.Ф., Хоменко A.B. Кембрийские нефти, газы и конденсаты на Сибирской платформе в районах развития траппового магматизма // Геохимия. 1996. - № 9. - С. 681 - 692.

51. Конторович А.Э., Лиханов И.И., Лепетюха В.В. и др. Применение геотермометров для оценки температур метаморфизма в осадочных бассейнах с трапповым магматизмом // Докл. РАН. 1995. - Т. 343. - № 3. - С 347 - 350.

52. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений. М.: Недра, 1992. 240 с.

53. Лебедев А.П. Трапповая формация центральной части Тунгусского бассейна. М., 1955. 197 с.

54. Левинсон-Лессинг Ф.Ю., Гинсбург A.C., Дилакторский Н.И. Траппы Тулуно-Удинского и Братского районов Восточной Сибири // Труды. СОПС. Сер. Сибирская. -1932.-32 с.

55. Лиханов И.И., Тен A.A. Определение одновременности/разновременности внедрений трапповых силлов на основании температур контактового метаморфизма //ДАН СССР. 1991. -Т. 321.-№5. с. 1044-1048.

56. Локальный прогноз нефтегазоносности на основе анализа строения ловушек в трехслойном резервуаре (методические указания) / В.Д. Ильин, С.П. Максимов, А.Н. Золотов и др. / М.: ВНИГНИ, 1982.

57. Марков Е.П. Ордовик и ранний силур юго-запада Тунгусской синеклизы. Л.: Недра, 1970.- 144 с.

58. Масайтис В.М. Проблема траппового магматизма Сибирской платформы //Проблемы петрологии и генетической минералогии. T.l. М., Наука, 1969. С. 247-256.

59. Матухин Р.Г. Девон и нижний карбон Сибирской платформы (состав, условия осадконакоплсния, минерагения). Новосибирск: Наука, 1991. - 164 с.

60. Матухин Р.Г., Меннер В.В. Девон и нижний карбон северо-запада Сибирской платформы. Новосибирск, 1974. — 130 с.

61. Мельников Н.В. Влияние пластовых интрузий на конфигурацию складок // ДАН СССР. 1965. - т. 165. - С. 643-645.

62. Мельников Н.В. Корреляция разрезов ордовика-нижнего карбона в широтном пересечении Тунгусской синеклизы (вдоль р. Нижней Тунгуски) // Закономерности размещения скоплений нефти и газа на Сибирской платформе. Тр. СНИИГГиМС. 1979. -Вып. 271.-С. 4-19.

63. Мельников Н.В. Нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгусской провинции // Геология и геофизика. 1996. - Т. 37. - № 8. - С. 196-205.

64. Мельников Н.В., Доронина С.И. Рифовая природа лландоверийского резервуара в западной части Тунгусской синеклизы // Коллекторы и экраны нефти и газа в мезозойских и палеозойских отложениях Сибирской платформы. Тр. СНИИГГиМС. -Вып. 280,- 1980.-С. 66-71.

65. Мельников Н.В., Егорова Л.И., Килина Л.И. и др. Стратиграфия кембрия Бахтинского мегавыступа// Геология и геофизика. 1989. -№ 3. - С.9-21.

66. Мельников Н.В., Килина Л.И., Кринин В.А., Хоменко A.B. Нефтегазоносность кембрийских рифов Сурингдаконского свода // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск: Наука, 1991. С. 180-189.

67. Мельников Н.В., Килина Л.И., Кудрина Т.Р. и др. Венд и нижний кембрий Бахтинского мегавыступа // Региональная стратиграфия нефтегазоносных провинций Сибири // Тр. СНИИГИМС. 1985. - С.3-14.

68. Мельников Н.В., Якшин М.С., Шишкин Б.Б. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления. -Новосибирск: Академическое издательство ГЕО, 2005. 428 с.

69. Мельников H.B. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (Стратиграфия, история развития). Новосибирск, 2009. 148 с.

70. Мигурский A.B. Масштабные латеральные перемещения пород и флюидов на Сибирской платформе // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2010. -№ 1. - С. 53-57.

71. Наливкин В.Д. О морфологической классификации платформенных структур // Геология нефти и газа. № 8. - 1962. - С.24-28.

72. Нестеров И.И., Погеряева В.В., Салманов Ф.К. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. М.: Недра, 1975. - 278 с.

73. Нестеров И.И., Прозорович Г.Э., Ростовцев H.H. Нефтегазосодержащие комплексы мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности // Литология и геохимия нефтегазоносных толщ Сибири и Дальнего Востока. М., 1969. С. 4-10.

74. Нефтегазоносность древних продуктивных толщ запада Сибирской платформы / А.К. Битнер, В.А. Кринин, Л.Л. Кузнецов и др. Красноярск, 1990. -114 с.

75. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Тунгусский бассейн / Под ред. А.Э. Конторович, B.C. Сурков, A.A. Трофимук и др. / Новосибирск, 1994. Вып. 5. -91 с.

76. Основы геологии и нефтегазоносность запада Сибирской платформы. Л.: Недра, 1969. 272 с.

77. Оффман П.Е. Тектоника и вулканические трубки центральной части Сибирской платформы // Тектоника СССР. Т. IV. - М., Наука, 1959. - С.5-344.

78. Павлов A.JI., Хоменко A.B., Гордеева А.О. Трапповый магматизм основная причина метаморфизма угля и массовой генерации углеводородов в Тунгусском угольном бассейне // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. -2005. - № 6. -С. 72-80.

79. Перчук Л.Л. Равновесия породообразующих минералов. М.: Наука, 1977. 255 с.

80. Перчук Л.Л., Рябчиков И.Д. Фазовое соответствие в минеральных системах. М.: Недра, 1976. 287 с.

81. Пинеккер Е.В. Рассолы Ангаро-Ленского бассейна (Закономерности размещения, состав, динамика, формирование и использование). М.: Паука, 1966. - 332 с.

82. Писарчик Я.К., Минаева М.А., Русецкая Г.А. Палеогеография Сибирской платформы в кембрии // Информ. сообщ. ВСЕГЕИ, ОНТИ ВИЭМС. Сер. Геол. месторождений полезных ископаемых, региональная геология. — 1967. — 36 с.

83. Равинская-Иоффе Л.И. Природные растворы системы CaC03-MgC03 как индикаторы температурных условий метаморфизма // Метасоматиты и оруденение. М., 1975.-С. 123-166.

84. Резервуары нефти и газа Сибирской платформы и методика прогноза их качества / Т.Ф. Антонова, Т.Н. Гурова, Н.В. Мельников, Л.И. Килина // Коллекторы нефти и газа и флюидоупоры. Новосибирск, 1983. С.59-62.

85. Решения Всесоюзного стратиграфического совещания по докембрию, палеозою и четвертичной системе Средней Сибири. Новосибирск, 1983. 215 с.

86. Решения совещания по классификации платформенных структур Ленинград: ВНИГРИ, 1963. - 16 с.

87. Решения четвертого межведомственного стратиграфического совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы. Новосибирск, 1989. 64 с.

88. Роднова E.H. Характер изменения коллекторских свойств осадочных пород, попавших в зону контактовых ореолов интрузивных траппов Тунгусской синеклизы // Труды. ВНИГРИ, 1972. Вып. 308. - с 118-133.

89. Роднова E.H. Коллекторские свойства карбонатных пород в контактовых ореолах интрузивных траппов Тунгусской синеклизы // Труды. ВНИГРИ, 1973. Вып. 326.1. С. 133-142.

90. Рыжов Ю.К., Мордовская Т.В. Новые данные о трапповом магматизме на юге Сибирской платформы // Геол. и геофиз. 1979. - № 4. - С. 139-141.

91. Сахибгареев P.C. Этапность формирования и разрушения залежей по вторичным изменениям коллекторов на древнем ВНК // Происхождение и прогнозирование скоплений нефти, газа и битумов. Л., 1983. - С. 130-143.

92. Скобелин Е.А. Механизм платформенного магматизма // Тектоника платформенных областей. Новосибирск, 1988. С. 51- 65.

93. Словарь по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 1988. - 679 с.

94. Спижарский Т.Н. Кембрийская система. Краткая характеристика палеогеографии и палеобиогеографии. Геологическое строение СССР. Т. 1. Стратиграфия. - Изд-во: Недра, 1968.

95. Справочник по геологии нефти и газа / Под ред. H.A. Еременко. М. Недра, 1984.

96. Старицына Г.Н., Кравцова Л.И., Томановская Ю.И. Интрузивный трапповый магматизм северо-восточного борта Тунгусской синеклизы (и перспективы их никеленосности) Л., 1972. 212 с.

97. Старосельцев B.C. Влияние посттрапповых тектонических движений на миграцию углеводородов в Тунгусской синеклизе // Геология и геофизика. 1978. - № 9. - С. 49-58.

98. Старосельцев B.C. О выделении структурных ярусов // Материалы по тектонике платформенных областей Сибири. Новосибирск, 1992. С. 4-8.

99. Старосельцев B.C. Тектоника базальтовых плато и нефтегазопосность вмещающих отложений. М., Недра, 1989. 259 с.

100. Старосельцев B.C., Лебедев В.М. Связь интрузивного магматизма с тектоникой Тунгусской синеклизы // Тектоника нефтегазоносных областей Сибири. Новосибирск:, 1975.-С. 100-108.

101. Старосельцев B.C., Хоменко A.B. Деформации пород при обширных внедрениях трапповой магмы // Актуальные вопросы тектоники нефтегазоносных территорий Сибирской платформы. Тр. СНИИГГиМС. - 1989. - С. 112 - 119.

102. Структурная карта Сибирской платформы по поверхности кристаллического фундамента. М-б 1:2500000 // Издание ВостСибНИИГГиМС. Иркутск, 1968. /ред. A.A. Трофимук.

103. Суворова Н.П. Трилобиты кембрия востока Сибирской платформы. Вып. 1. Протолениды. Тр. ПИН АН СССР. - Т. 13. - М., 1956.

104. Таланцев A.C. Уточнение диаграммы доломит-кальцитового геотермобарометра // Геохимия. 1978. -№ 2. - С. 206-216.

105. Тектоническая карга нефтегазоносных провинций Сибирской платформы // Издание СНИИГГиМС. Новосибирск, 1982. / Ред. Л.И. Ровнин, В.В. Семенович, A.A. Трофимук.

106. Тектоническая карта осадочного покрова Сибирской платформы // Издание ВостСибНИИГГиМС. Иркутск, 1968. / Ред. А.А.Трофимук.

107. Тектоническая карта осадочного чехла Сибирской платформы // Издание СНИИГГиМС. Новосибирск, 1976. / Ред. Л.И. Ровнин, В.В. Семенович, A.A. Трофимук.

108. Тектоническая карта осадочного чехла Сибирской платформы // Издание СНИИГГиМС. Новосибирск, 1972. / Ред. В.В. Семенович, A.A. Трофимук.

109. Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Сб. научн. трудов. / Под ред. B.C. Суркова, А.Э. Конторовича / Новосибирск: Наука, 1991. 240 с.

110. Трофимук A.A., Карагодин IO.II., Мовшович Э.Б. Проблемы совершенствования понятийно-терминологической базы геологии нефти и газа (на примере понятий «резервуар» и «ловушка» // Геология и геофизика. 1980. - № 2. - С. 3-10.

111. Уилсон Дж.А. Карбонатные фации в истории Земли. М., 1980. - 462 с.

112. Филипцов Ю.А., Кащенко С.А. Оценка условий формирования залежей УВ в кембрийских отложениях Южно-Тунгусской НГО по изотопным данным // Геология и геофизика. 1991. -№ 10. - С. 34-41.

113. Филипцов Ю.А., Старосельцев B.C. Рифейские прогибы основные источники нефти и газа в западной части Сибирской платформы // Геология нефти и газа. - 2009. -№ 6. - С. 40-56.

114. Хаин В.Е. Тектонический контроль нефтегазонакоплсния (методические основы анализа) // Методические проблемы геологии нефти и газа и их связь с практикой. Новосибирск: 1986. С.23-36.

115. Хоменко A.B. Основные черты размещения долеритов в чехле западной части Сибирской платформы // Тр. СНИИГГиМС. Новосибирск, 1978. - Вып. 264. - С. 93101.

116. Хоменко A.B., Кудрина Т.Р., Соколова М.Ф. Трапповый магматизм один из критериев нефтегазоносности Бахтинского мегавыступа // Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. - Новосибирск, 1987. - С. 82-89.

117. Хоменко A.B., Кузнецова E.H., Гордеева А.О. Древняя зона нефтегазонакопления в южной части Сибирской платформы (Катангское поднятие) // Геология и гефизика. -Т. 43. № 2. - 2002. - С. 188-191.

118. Хоментовский В.В., Репина А.Н. Нижний кембрий стратотипического разреза Сибири. Изд-во Наука, 1965.

119. Шарапов В.Н., Голубев B.C. Динамика взаимодействия магмы с породами. Новосибирск. Наука, 1976, 270 с.

120. Шарапов В.Н., Роменский Е.И., Доровский В.Н. Гидродинамика интрузии базитового расплава в стратифицированные толщи земной коры // Геология и геофизика.- 1994. № 4. С. 20-28.

121. Anderson Е.М. The dynamics of seet intrusions // Proc. R. Soc Edinb. 1938. - V. 58. -№242.-P.p. 13-97.

122. Barth T.F.W. The feldspat geologic thermometrs // Noues Jb. Miner. 1951. Abh/ 82. -№ l.-P.p. 17-38.

123. Bechar F., Ungerer P., Kressmann S., Rudkiewicz J.L. Nhermal evolution in oils in sedimentary basins: Experimental simulation in confined system and rinetic modeling // Rev. Inst. Fr. Petrole. 1991. - V. 46. -№ 2. - P.p. 151-183.

124. Goldsmith J.R., Newton R.C. P-T-X relations in the system CaC03-MgC03 at high temperatures and pressures // Am. J. Sci. 1969. - V. 267-a. - P.p. 160-190.

125. Jaeger J.C. The temperathure in the nightborhood of a cooling intrusive sheet // Am. J. Sci.-1957/-V. 255,-№4.-P. 306-318.

126. Puchan D. Petrographie und geothermometrishe untersuchungen an silikatfuhrenden dolomit-calcite marmoren zur trmittlung in Zentral-Damara-Orogen (SW-Africa) // J. Petrogr. -1982. V. 65. - № 4. - P.p. 27-49.

127. Shimazu Y.A. Thermodynamical aspect of the earth's interior physical interpretation of magmatic differentiation process // The Journal of Earth Sciences Nagoya University. -1959. -V. 7. -N l.-P. 1-34.

128. Shimazu Y.A. A Physical interpretation of cristallization differentiation of the Skaergaard intrusion // The Journal of Earth Sciences Nagoya University. 1959. - V. IT- N 1. -P. 35-48.

129. Shimazu Y.A. Physical theory of génération, upward transfer, differentiation solidification and explosion of magmas // The Journal of Earth Sciences Nagoya University. -1961. V. 9. - N 2. - P. 185-223.1. Фондовая

130. Букаты М.Б. Геология и геохимия подземных рассолов западной части Сибирской платформы. Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Томск, 1999. Место хранения Новосибирск, ИНГГ СО РАН.

131. Горюнов Н.А. (отв. исп.) Анализ и обобщение сейсморазведочных материалов по центральной части Приенисейского прогиба (в междуречье Нижней и Подкаменной Тунгусок) Отчет ОАО «Енисейгеофизика». Енисейск. 1998. 113 с.

132. Кащенко С.А. (отв. исп.) Геологическое строение и нефтегазоносность ЮжноТунгусской нефтегазоносной области. Отчет о научно-исследовательской работе по теме II Б.1.4./101(13) 26/264. -Кн. 1,- Красноярск, 1986.-322 с.

133. Кащенко С.А., Хоменко А.В. (отв. исп.) Разработать геологические модели ловушек и условий формирования залежей Моктаконской зоны нефтегазонакопления с целью оптимизации поисковых работ. Отчет. СНИИГГиМС. - Новосибирск, 1991. -227 с.

134. Старосельцев B.C., Мельников Н.В. (отв. исп.). Обосновать направления-региональных и поисковых работ для создания на Сибирской платформе надежной ресурсной базы нефтегазодобывающей промышленности Российской Федерации. Книга 1. Новосибирск, 1995.,

135. Хоменко A.B. (отв. исп.). Влияние траппов на нефтегазоносность осадочного чехла Сибирской платформы / Отчет по теме 791. Новосибирск: 1977. 240 с. - Место хранения - Новосибирск, фонды СНИИГГиМС.

136. Хоменко A.B. Влияние траппового магматизма на нефтегазоносность Тунгусского осадочного бассейна Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. Новосибирск, 1997. Место хранения - Новосибирск, ИНГГ СО РАН.

Информация о работе

Гордеева, Алевтина Олеговна
кандидата геолого-минералогических наук
Новосибирск, 2011
ВАК 25.00.12

Диссертация

Критерии прогноза нефтегазоносности Южно-Тунгусской области с высоким развитием траппового магматизма - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы