Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование геологической модели и прогноз нефтегазоносности Бахтинского района Южно-Тунгусской НГО по комплексу геологических, неотектонических и геохимических методов

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Обоснование геологической модели и прогноз нефтегазоносности Бахтинского района Южно-Тунгусской НГО по комплексу геологических, неотектонических и геохимических методов"

УДК 553.98.044[551 +550.4+551,2.48.2](571.51-15)

На правах рукописи

Смирнов Евгений Валерьевич

ОБОСНОВАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ И ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БАХТИНСКОГО РАЙОНА

ЮЖНО-ТУНГУССКОЙ НГО ПО КОМПЛЕКСУ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ, НЕОТЕКТОНИЧЕСКИХ И ГЕОХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

25.00.12 — Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минерапогических наук

Новосибирск 2006

Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном предприятии «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья» (ФГУП «СНИИГГиМС») Министерства природных ресурсов Российской Федерации. Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор Мельников Николай Владимирович

ФГУП «СНИИГГиМС», Новосибирск)

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минерапоги-

ческих наук Фрадкин Георгий Семенович

(ИНГГ СО РАН, Новосибирск)

кандидат геолого-

минералогических наук Соболев Петр Николаевич

(ФГУП «СНИИГГиМС», Новосибирск) Ведущая организация: ЗАО «Красноярскгеофизика», г. Красноярск

Защита состоится 25 мая 2006 г. в 10 часов на заседании Диссертационного совета К216.014.01 при Федеральном государственном унитарном предприятии «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья» (ФГУП «СНИИГГиМС»)

Адрес: 630091, г. Новосибирск, Красный проспект, 67 Факс: (383)221 49 47

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «СНИИГГиМС»

Автореферат разослан «20» апреля 2006 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук

Е А Предтеченская

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы В условиях реализации проекта по транспорту углеводородов на Азиатско-Тихоокеанские рынки возрастает необходимость целесообразного распределения финансовых и организационно-технических ресурсов при геологоразведочных работах с целью приращения запасов нефти и газа в Восточной Сибири.

Рассматриваемая в настоящей работе система методов детализации геологической модели слабоизученной территории Бахтинского района Южно - Тунгусской НГО при малой затратности работ в значительной мере позволяет уточнить прогноз нефтегазоносное™ территории с выделением перспективных зон, оптимизировать систему дальнейших геологоразведочных работ на нефть и газ в слабоизученных районах Сибирской платформы.

В Бахтинском нефтегазоносном районе имеются предпосылки к обнаружению многочисленных, достаточно емких ловушек углеводородов, связанных с одиночными рифовыми телами и системами краевых рифов карбонатных платформ. Они могут быть приурочены к карбонатным горизонтам (моктаконскому, абакунскому, делътулинскому и таначинскому) нижне-среднекембрийского сульфатно-галогенно-карбонатного комплекса.

Объектом исследования настоящей работы являются кембрийские отложения Южно-Тунгусской нефтегазоносной области Сибирской платформы. В административном отношении площадь работ охватывает часть Туруханского района Красноярского края и западную часть Эвенкийского автономного округа. Здесь при общей, относительно неравномерной изученности территории глубоким бурением и сейсмическими работами открыты залежи углеводородов на Моктаконской и Таначин-ской площадях. Залежи связаны с ловушками в рифовых постройках. Имеются основания предполагать распространение таких ловушек в подобных геологических условиях на территории Бахтинского нефтегазоносного района.

Цели и основные задачи исследований. Целью работы является обоснование нефтегазогеологической модели строения Бахтинского района Южно - Тунгусской НГО целостной системой геологических, неотектонических и геохимических методов исследования для уточнения прогноза нефтегазоносности и оптимизации дальнейших геологоразведочных работ.

В соответствии с этой целью решались следующие задачи:

- провести анализ материалов предшествующих работ по данной территории и уточнить наиболее перспективные на нефть и газ стратиграфические интервалы разреза осадочного чехла, определить возможные классы объектов для поиска залежей углеводородов; ___

1МХ1 НАЦИОНАЛЬНА* | БИБЛИОТЕКА )

- выявить и оценить геологические факторы, повышающие и понижающие оценку перспектив нефтегазоносное™, определить минимальный перечень критериев, позволяющих провести прогноз нефтегазонос-ности в соответствии с требуемой детальностью;

- наметить объекты поисков и возможные зоны их распространения, расположенные в благоприятных неотектонических условиях (градиентных зонах унаследованного развития), провести их проверку газогеохимической съемкой;

- дать прогноз нефтегазоносное™ и обосновать предложения по направлению дальнейших геологоразведочных работ на нефть и газ.

Защищаемые положения и разработки:

1. Усовершенствованная методика неотектонических и геохимических исследований, адаптированная для территории Сибирской платформы в целом и Бахтинского района - в частности. Методика обеспечивает решение задач геологического моделирования при прогнозе нефтегазоносности в условиях распространения ловушек рифового типа на трех стратиграфических уровнях нижнего и среднего кембрия и широкого развития трапповых тел, участвующих в формировании геологического разреза.

2. Современная модель геологического строения Бахтинского нефтегазоносного района, учитывающая результаты ГРР, неотектонических и геохимических исследований. В рамках данной модели установлена пространственная связь проекции рифовых построек мокта-конской и абакунской свит нижнего кембрия на дневную поверхность (Хурингдинской, Нименской и Топкинской) с аномалиями геохимических полей и умеренно активными зонами унаследованных неотектонических движений. Обнаружены многочисленные совпадения геохимических аномалий и благоприятных неотектонических зон с предполагаемыми по результатам сейсмогеологического анализа одиночными рифовыми постройками амгинского возраста в Имбакской зоне. На Аяхтин-ском куполовидном поднятой выявлен ряд перспективных участков, в которых при проведении сейсморазведочных работ, возможно, будут обнаружены ловушки, содержащие залежи УВ.

3. На основе предложенного комплекса методов, основанного на совокупности сейсмогеологических, неотектонических исследований и газогеохимической съемки впервые проведено районирование слабо изученной территории Бахтинского района по перспективам нефте-газоносности и обоснованы предложения по направлению дальнейших геологоразведочных работ.

Научная новизна. Автором усовершенствована методика неотектонических исследований, направленная на оценку перспектив и заклю-

чающаяся в расчетах относительных амплитуд суммарных новейших движений.

Впервые установлены закономерные связи проекций на дневную поверхность выявленных и прогнозируемых по сейсмогеологии ее ким данным рифовых кембрийских построек с зонами, перспективными по неотектоническим показателям Возможность наличия залежей УВ в связанных с ними ловушках подтверждается результатами газогеохомической съемки.

Для сложно построенных нефтегазоносных объектов кембрия Восточной Сибири предложен обоснованный комплексный подход, включающий использование неотектонических, сейсмогеологических и геохимических критериев прогноза залежей УВ.

Фактический материал и личный вклад В основу диссертационной работы положены материалы, полученные автором при участии в геохимической съемке по подпочвенным отложениям и снежному покрову с 1997 по 2003 годы на различных площадях Сибирской платформы и Западно-Сибирской плиты. По результатам этих работ проанализировано более 3000 образцов подпочвенных отложений и более 1000 газовых снеговых проб. Помимо этого, автор участвовал в разработке метода и составлении карт новейшей тектоники с применением ПЭВМ масштаба 1:200 000 и 1:100 000 различных участков северо-восточной части Западно-Сибирской плиты и запада Сибирской платформы. В ходе выполнения работы автором была составлена карта неотектоники, принято участие в организации и проведении газогеохимической съемки в Бахтинском районе и анализе полученных результатов. Возможность распространения залежей УВ в прогнозируемых ловушках подтверждается анализом результатов газогеохимической съемки, выполненным Хилько А.П. и автором, что нашло свое отражение в итоговом прогнозе нефтегазоносности Бахтинского района.

При характеристике геологического строения, нефтегазоносности, проведении анализа палеотектонических, неотектонических и химико-аналитических данных, учете влияния траппов автор использовал работы И.П. Варламова, Н.В. Мельникова, Л.И.Килиной, A.B. Исаева, В.С Ста-росельцева, А.И. Ларичева, Н.А Горюнова, А.В Хоменко, Л.Д. Малюшко, C.B. Дыхан, А.И. Сурнина, А.П. Хилько, С.И. Дорониной, Г.Ф. Попелухи и других исследователей.

Практическая значимость работы. Применяемый комплексный подход, включающий сейсмогеологический анализ с привлечением неотектонических и геохимических исследований является малозатратным инструментом уточнения и детализации модели строения слабоизучен-ной территории и позволяет с приемлемой точностью дать прогноз нефтегазоносности и обосновать рекомендации по оптимизации дальнейшего направления геологоразведочных работ.

Апробаиия С применением указанной методики получены результаты, которые вошли в отчеты, выполненные ФГУП «СНИИГГиМС» по различным территориям Сибири с 1997 по 2004 годы. Скважины, пробуренные ОАО «Славнефть» на Куюмбинском участке после 1998 года, дали результаты, не противоречащие прогнозу перспектив нефтегазонос-ности, данному в 1998 г. после проведения работ по предлагаемой методике при участии автора на Куюмбинском участке. Данный комплекс методов использован при составлении 6 отчетов СНИИГГиМС.

Выводы и ряд положений работы опубликован в виде 5 научных статей. Одна статья принята к печати.

Результаты исследований докладывались и обсуждались на различных совещаниях и конференциях: на II Всероссийском металлогениче-ском совещании (Иркутск, 1998); на совещании «Проблемы нефтегазо-носности Сибирской платформы» (Новосибирск, 2003); на XXXVII тектоническом совещании (Новосибирск, 2004). Готовится к публикации доклад, сделанный на совещании по проблемам геологоразведочных работ на территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), проходившем в марте 2006 г. в СНИТТиМСе г. Новосибирска.

Автор признателен за ценные критические замечания, советы и помощь в написании работы своему научному руководителю Н.В. Мельникову, а также B.C. Старосельцеву, А.П. Хилько, Л.Д. Малюшко, А.И. Сурнину, C.B. Дыхан, A.B. Мигурскому, В.В. Гребенюку, Л.И. Килиной.

Большую помощь в оформлении текста и графических приложений автору оказали М.С. Грахничева, С.Г. Шаулина.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. История изучения Южно-Тунгусской нефтегазоносной области

В главе кратко рассмотрена история изучения Южно-Тунгусской НГО и приведено состояние ее изученности геологическим картированием, глубоким бурением, сейсморазведкой и другими геофизическими методами.

На сегодняшний день эта территория покрыта государственной геологической съемкой масштаба 1:200 000 и аэромагнитной съемкой (Маркович-Л. А., Юон A.A., Борисов В.А., Херувимова Е.Г., 1951 г.; Рывин Д.С. и др. 1964 г.; Жураковский Б.А., 1965 г.; Чепик А.Ф. и др. 1965 г.; Лапина Е.Г., 1976,1977,1980 гг.).

Гравиметрическая съемка выполнялась Семеновым Б.Г., 1965 г.; Рыви-ным Д.С., 1967 г.; Четверговым А.П., 1974 г. и др. Были составлены гравиметрические карты юго-западной части Сибирской платформы масштаба 1:500 000 (Нешумаев В.А., 1976 г.; Яковлев Ю.Н.,1979,1983 гт.).

На ряде площадей выполнены структурные электроразведочные исследования методами МТЗ и ЗСБ Систематические сейсморазведочные

работы были начаты в семидесятых годах и имели в основном региональный характер (до 1983 г.), они выполнялись методом отраженных волн с кратностью систем наблюдений 6-12

С 1978 г сейсморазведка выполнялась преимущественно в модификации «МОВ-ОГТ» (Сибгатулин В Г, 1971 г.; Бормотова C.B., 1972, 1974, 1977 гг.; Кузнецов В.Л., 1977 г.; Дека A.A., 1978 г; Кощук Е.П., 1980, 1981 гг.; Якимова Р.М , 1981, 1982 гг.; Мишин ОФ., 1982; Левандовская Л.И., 1983 г.; Горюнов Н.А , 1983 г.; Калистратова Л.К., 1983 В).результате глубокого бурения на западе территории открыты в 1987 г. Таначинское газовое, а в 1989 г. - Моктаконское газонефтяное месторождения. В 1990 г. получен промышленный приток газа в скв. Усть-Дельтулинская 214. Все притоки углеводородов были получены из нижнекембрийских толщ.

С 1984 по 1992 гг. на ряде площадей проводились поисковые, гидрогеохимические, сейсморазведочные работы В дальнейшем геологоразведочные работы практически были прекращены. Тематические работы в сокращенном объеме продолжаются до настоящего времени (Конторо-вич, 1997, Горюнов, 1998, Мельников 2002, 2004).

Глава 2. Модель геологического строения Южно-Тунгусской нефтегазоносной области

В этой главе по опубликованным данным (А.Э. Конгорович, B.C. СУР* ков, H.A. Горюнов, Н.В. Мельников, Л.И. Килина, А.Г. Ядренкина, Т.В. Ло-пушинская, H.H. Дашкевич, B.C. Старосельцев., В.А. Кринин, A.B. Хоменко, Ю.А. Филипцов и др.) рассмотрены стратиграфия, тектоника, трапповый магматизм и нефтегазоносность Южно-Тунгусской НТО. Эти данные проанализированы и обобщены в исходную геологическую модель.

Осадочный чехол Южно-Тунгусской нефтегазоносной области сложен породами рифея, венда и палеозоя. На территории Южно - Тунгусской НГО возможно распространение двух типов разреза рифея: туру-ханского - на северо-западе и байкитского - на юге и востоке.

Вендские отложения распространены по всей территории нефтегазоносной области. В пределах Сурингдаконского свода вендские отложения залегают непосредственно на кристаллическом фундаменте. Они вскрыты глубокими скважинами на Кочумдекской, Марской, Моктакон-ской и Таначинской площадях. На Западно-Малькитконской площади и в Туруханском районе в разрезе венда появляются отложения тирского и непского горизонтов. Здесь венд подстилается рифеем.

Нижняя граница венда проводится по резкой смене пород фундамента или карбонатов рифея терригенно-карбонатными породами венда, верхняя граница с кембрием проводится условно внутри тэтэрской свиты.

На территории Южно-Тунгусской НГО по отличиям фациального состава кембрийских отложений выделено пять фациальных зон: Туру-

ханская, Сурингдаконская, Тынепская, Светлинская и Байкитская. Различие в темпах прогибания дна бассейна привело к накоплению осадков различной мощности и состава. В раннем кембрии в Туруханской зоне формировались карбонатные отложения В Сурингдаконской и Тынепской зонах в это время также накапливались преимущественно карбонаты, но на нижнеусольском и толбачанском уровнях отмечаются соленосно-карбонатные толщи.

Светлинская зона отличается от выше описанных зон тем, что отложения усольского горизонта более соленасыщены. Здесь бессолевыми являются только отложения осинского подгоризонта. Вышележащие нижнекембрийские отложения сходны с синхронными отложениями в Сурингдаконской зоне.

Цикличность прогибания территории Байкитской зоны привело к чередованию карбонатных и соленосно-карбонатных отложений.

Некомпенсированный прогиб на территориях Моктаконской, Усть-Дельтулинской, Хурингдинской и Бахтинской площадей привел к различию фациального состава осадков тойонского и амгинского ярусов кембрия, здесь выделена Тынепская фациальная зона. Различие в фациаль-ном составе осадков Тынепской зоны начало формироваться в ботомском веке, к концу которого осадконакопление в пределах Тынепского прогиба заметно сократилось, в итоге из разреза булайской свиты исчезла ее верхняя пачка. В тойонском веке дальнейшее увеличение глубин не успевало компенсироваться осадконакоплением. К этому времени приурочено формирование маломощной глинисто-известняковой толщи, синхронной мощной таначи-дельтулинской толще смежных фациальных зон. В первой половине амгинского века рост глубин в прогибе прекратился. Этот этап характеризуется накоплением достаточно мощных известняковой и соленосно-доломитовой толщ. В начале майского века осадконакопление продолжалось только в Тынепской и Байкитской зонах.

Приведенная история развития кембрийского бассейна обусловила возможность существования в бессолевых толщах различных рифопо-добных построек: одиночных рифов осинской, моктаконской свит, амгинского яруса (известняковая толща), и рифовых барьерных зон моктаконской, дельтулинской и таначинской свит, приуроченных к краям карбонатных платформ.

Ордовикские отложения Южно-Тунгусской НГО представлены средним и верхним отделами. Они залегают по всей территории с перерывом на отложениях верхнего кембрия.

Стратиграфия вышележащих отложений приведена менее детально, поскольку среднепалеозойский и позднепалеозойский структурно-формационные комплексы имеют меньшее значение, для оценки перспектив нефтегазоносности венд - кембрийского комплекса.

Вследствие широкого развития траппового магматизма, необходимо выявить, связанные с ним факторы, влияющие на оценку нефтегазонос-ности Материалы Н.В. Мельникова, Г.Ф. Попелухи, B.C. Старосельцева и А.В Хоменко позволяют в осадочном Бахтинском районе выделить несколько зон:

- максимальная насыщенность чехла интрузиями зафиксирована в его северо-восточной части на Сурингдаконском своде;

- зона секущих даек, связанная с зоной Суриндаконского разлома (по материалам A.B. Хоменко, H.A. Горюнова и Г.Ф. Попелухи);

- на Кондроминском выступе в западной части Бахтинского мега-выступа насыщенность чехла интрузиями уменьшается до 20 %. На этих территориях есть площади, в которых насыщенность интрузиями долери-тов не превышает 10 %.

К северо-востоку от Бахтинского поискового участка в пределах Южно-Тунгусской НГО из рифовых построек моктаконского и таначи-дельтулинского уровней получены притоки газа на Моктаконской и Тана-чинской площадях. На этом основании нефтегазоносность Южно-Тунгусской НТО можно считать доказанной. И соответственно здесь поисковыми объектами могут быть рифовые постройки и структуры их облекания.

Глава 3. Методика уточнения и детализации геологической модели

с целью прогноза нефтегазоносности и предложениями по дальнейшему направлению геологоразведочных работ

За основу принят комплекс методов, выработанный и апробированный в СНИИГГиМСе при участии автора на протяжении более восьми лет на различных территориях Сибири. Работы шли по следующей схеме: на основании анализа результатов предшествующих работ вырабатывался предварительный прогноз, с выделением перспективных зон и интервалов разреза, затем на выделенных участках шло геологическое моделирование с переинтерпретацией сейсмических материалов и геологических данных. Параллельно с этим строилась карта неотектоники с выделением на ней перспективных зон унаследованного развития (неотектоническое моделирование). Полученный результат сравнивался с первоначальным прогнозом, и при необходимости вносились коррективы в методы исследований. Например, отказ от широко применяемой в Западной Сибири морфометрической операции — вычисления коэффициента энергии вертикального расчленения рельефа, что призвано исключить недоучет роли существенно большего на данной территории влияния геологического субстрата на формирование современного рельефа дневной поверхности. После этого выделенные перспективные зоны проверялись на возможность наличия залежей УВ средствами полевого геохимического опробования подпочвенных отложений и снежного покрова. В заключение при совместном рассмотрении всех полученных данных по вы-

бранным критериям нефтегазоносности уточнялась и детализировалась модель, вырабатывался прогноз нефтегазоносности и обосновывались предложения по дальнейшему направлению ГГР.

Таким образом, в состав описываемого комплекса методов входят-

1 Прогнозирование нефтегазоносности на основе нефтегазогеоло-гической модели района Метод прогноза - совокупность операций, необходимых для решения конкретной задачи прогноза, в нашем случае выделение наиболее перспективных участков и локализация в них зон развития ловушек и возможных залежей. Он включает выбор критериев и объектов прогноза (при необходимости и эталонных объектов), а также способы оперирования с критериями (экспертные, графические, математические и пр.), приводящие к решению поставленной задачи.

2 Геологическое моделирование Решение данной задачи в максимальном объеме является целью всего комплекса геологоразведочных работ. Но, как правило, это сопряжено с получением новых данных о глубинном строении с помощью дорогостоящего комплекса буровых, геофизических работ. Нами в рамках настоящего исследования предпринята попытка свести решение данной задачи к двум пунктам:

- уточнение строения перспективных интервалов разреза по материалам обобщения и анализа предшествующих работ, с определением наиболее перспективных горизонтов и участков. Обоснование ожидаемых типов возможных ловушек с предварительной оценкой их перспективности;

- локализация ловушек, характерных для рассматриваемого района и определенных интервалов разреза (рифоподобных тел, литологически экранированных, антиклинальных и пр.). Постановка и решение этой подзадачи целиком вытекает из предыдущей. На данном этапе происходит уточнение идеализированной модели поисковых объектов, выявление главных критериев их прогноза; оценка структурного плана по различным горизонтам, анализ волновой картины на сейсмических разрезах и фациапьных изменений состава отложений. На основе этого подбирается алгоритм поиска объектов на реальном материале. По материалу, собранному на предыдущем этапе, выделяются реальные поисковые объекты по всему или частичному набору поисковых критериев (что впоследствии послужит основой классификации достоверности и перспективности выделенных объектов).

В качестве основы нашего исследования приводятся сведения о современном состоянии представлений о рифах, условиях их формирования, что может быть использовано для прогнозирования рифовых или рифоподобных тел в пределах изучаемой территории.

3 Неотектоническое моделирование Неотектоника - особый раздел исторической геотектоники, рассматривающий последний этап раз-

вития литосферы - позднеолигоцен-четвертичный. Причиной такого обособления является специфичность самого этапа и методов его изучения.

На территории Сибирской платформы отложения неотектонического этапа практически отсутствуют, помимо этого повсеместно встречаются на дневной поверхности и участвуют в формировании современного рельефа многочисленные тела траппового комплекса, сформировавшиеся на рубеже палеозоя и мезозоя Для подсчета в таких условиях суммарных амплитуд и построения карты неотектоники масштаба 1:200000 и крупнее в СНИИГГиМСе разработана и апробирована методика, которая состоит в следующем:

- собирается доступный геологический материал - разбивки колонковых скважин, структурные карты, сейсмические разрезы и пр.;

- по отметкам урезов рек одного ранга строится карта изобазит. В дальнейшем она используется как показатель регионального структурного плана;

- вычисляются морфометрические показатели (плотность горизонтального расчленения рельефа и различные статистические показатели трещиноватости и линеаментной сети; все вычисления желательно производить по единой регулярной сети наблюдений) и строятся карты их распределения, определяются элементы локального структурного плана;

- проводится математическая обработка всех полученных показателей (вычисление коэффициента контрастности для массивов показателей, их сложение с применением поправок-коэффициентов - получаемых на участках достаточно изученного геологического строения) и построение карты вычисленных суммарных амплитуд новейших движений;

- выполняется структурно-тектоническое районирование и увязка с геологическими данными и построение кондиционного окончательного макета карты неотектоники.

Полученные таким образом значения суммарных амплитуд новейших движений можно считать в определенной мере условными. Тем не менее, для решения задач нашего исследования используются качественные характеристики деформации земной коры в новейший тектонический этап и, следовательно, возможная погрешность при определении суммарных амплитуд не выходит за рамки допустимой ошибки При выделении перспективных зон используются следующие неотектонические критерии- контрастность зон перехода от участков относительного опускания к зонам относительных поднятий, унаследованность развития тектонических структур, характер проявления деформаций в новейший этап на прилегающих территориях - для чего в исследованиях используется региональный структурный план.

Карта неотектоники применялась автором при решении следующих задач:

- построении рабочих прогнозных карт с выделением первоочередных зон для геохимического опробования с нанесением на карту мест отбора проб (геохимических профилей);

- при окончательном прогнозе перспектив нефтегазоносности и обосновании предложений по направлению дальнейших геологоразведочных работ в качестве дополнительного параметра, характеризующего возможность образования и сохранения залежей углеводородов в новейший тектонический этап.

4 Газогеохимическая съемка (геохимическое моделирование)

После выделения зон возможного распространения ловушек углеводородов с целью обнаружения в них возможных залежей проводилась газогеохимическая съемка на выбранных участках с последующей аналитической обработкой образцов.

По материалам А.И. Ларичева и C.B. Дыхан, приведены результаты литогазогеохимической съёмки на эталонных объектах- Оморинско-Юрубченском и Собинском месторождениях Сибирской платформы.

Цель этих работ заключалась в установлении основных характеристик поверхностных геохимических полей на площадях с доказанной нефтегазоносностью.

Пробы подпочвенных отложений были отобраны по сети линейных профилей, пересекающих центральные части положительных структур и границы газонефтяных и водонефтяных контактов.

По окончании полевых работ проведены аналитические исследования по определению газового, элементного и микроэлементного состава проб подпочвенных отложений. Газовый состав исследовался методом термовакуумной дегазации в изотермическом режиме, элементный и микроэлементный состав определялся спектральным и химическим методами и методом диагностики генезиса минералов (ДГМ), разработанным Л.Д. Малюшко.

В пробах определены концентрации газов: метан (СН4) этан (С2Н6), диоксид углерода (С02), азот (N2), пары воды (Н20), водород (Н2).

По литогазогеохимической съемке на эталонных участках получены следующие выводы:

- Поисковая информативность полученных газовых показателей различна. Наибольший интерес представляют углеводородные газы, так как часть из них поступает в приповерхностную зону непосредственно из залежи нефти и газа.

- Тяжелые газообразные углеводороды С2-С4 характерны только для месторождений. Установлено, что они практически не образуются бактериями. Их генерация органическим веществом анализируемых поверхностных отложений очень" незначительна.

- Из газообразных гомологов метана в изученных пробах подпочвенных отложений определялся этан. В сравнении с метаном, этот газ обладает более низким коэффициентом диффузии, он очень хорошо сорбируется породами Это обуславливает его повышенные концентрации в верхних горизонтах, особенно в глинистых породах Повышенные значения этана (относительно фона) при наличии путей восходящей миграции свидетельствует о проникновении эпигенетических углеводородов.

- Неуглеводородные газы, такие как водород, гелий, азот, радон мигрируют в приповерхностную зону непосредственно из залежи.

- Азот имеет воздушное, биохимическое или глубинное происхождение. Повышенное содержание азота служит косвенным поисковым признаком залежи в зоне интенсивного газообмена, особенно в зонах тектонических нарушений.

- Углекислый газ в нефтях обычно отсутствует, а в свободных газах залежей его немного. Исключение из этого правила составляют залежи, подвергшиеся интенсивному воздействию траппового магматизма, в которых содержание этого газа существенно возрастает. Высокие концентрации газа в подпочвенных отложения дополнительно обусловлены окислением углеводородов при их миграции от залежи к поверхности. Поэтому какую-то часть аномального содержания углекислого газа в приповерхностных отложениях или в снежном покрове можно связать с возможной углеводородной залежью.

В заключении кратко по опубликованным данным A.B. Хоменко, Н.В. Мельникова, B.C. Старосельцева приводятся результаты оценки воздействия траппов на залежи УВ, что используются при анализе нефте-газоносности Бахтинского нефтегазоносного района:

1. Для территорий с насыщенностью чехла интрузиями долеритов (>20 %) трудно ожидать значительных скоплений нефти и газа. Равномерное распределение силлов в различных стратиграфических интервалах привело к сильному, до 50 % осадочного чехла, прогреву вмещающих толщ. На этих участках перспективными возможно ожидать только низы кембрия, где влияние траппового магматизма проявилось слабее. Более молодые горизонты чехла являются бесперспективными;

2. Для территорий средней насыщенности интрузиями (10-20%) характерно сохранение промышленных залежей углеводородов в более широком стратиграфическом диапазоне. На этих участках объем пород, интенсивно прогретых траппами, едва достигает 20%. Распределение траппов носит иной характер. Они локализуются преимущественно в верхней части нижнего кембрия на Байкитской НГО. Таким образом, снижаются перспективы пород вмещающих траппы и значительно повышают перспективы подтрапповых отложений.

3 Самыми благоприятными для сохранности месторождений нефти и газа следует считать районы с малой насыщенностью траппами (< 10%). Подобные территории охватывают западную часть ЮжноТунгусской НГО. Здесь интенсивно прогретые породы располагаются в маломощных приконтактовых зонах

Дополнительно можно добавить, что после остывания интрузии и зоны приконтактового изменения вмещающих пород могли подвергнуться воздействиям многочисленных тектонических деформаций, приведшим к образованию трещиноватых проницаемых зон

Глава 4. Результаты применения разработанного системного подхода для прогноза нефтегазоносности слабоизученных территорий (на примере Бахтинского поискового участка)

Исследования в Бахтинском нефтегазоносном районе начались со сбора и обобщения результатов предшествующих работ с привлечением данных по смежным территориям. На этом этапе основное внимание было уделено анализу геологических критериев нефтегазоносности. Итогом стало выделение наиболее перспективных зон и ловушек УВ.

Анализ материалов по Таначи-Моктаконской зоне, проведенный Н.В. Мельниковым, Л.И. Килиной, A.B. Хоменко, показал, что отсутствие крупных месторождений, неблагоприятный состав газа являются следствием высокой (более 1000 м) насыщенности разреза интрузиями долеритов. Совместное рассмотрение материалов по развитию в этом районе траппового магматизма, расположению рифовых систем и структурных карт основных отражающих горизонтов кембрия позволило коллективу под руководством Н.В. Мельникова выделить в пределах ЮжноТунгусской нефтегазоносной области две благоприятные зоны для поисков крупных и средних месторождений нефти и газа - Фатьяниховскую и Кондроминскую.

Фатьяниховская зона расположена на западе Тынепского прогиба. Основными факторами, позволяющими прогнозировать здесь возможность обнаружения залежей нефти и газа, являются - небольшое количество интрузий в разрезе (их суммарная мощность составляет 230 - 600 м), причем основная масса располагается в силуре, девоне, перми; наличие одиночных верхнеамгинских рифов, перекрытых соленосными отложениями майского яруса и небольшие (2000 - 2500 м) глубины их залегания.

Целесообразность работ в Фатьяниховской зоне обусловлена еще и тем, что она расположена в 50 км от р. Енисей - основной транспортной магистрали севера Красноярского края.

Кроме верхнеамгинских рифов, в Фатьяниховской зоне представляют интерес моктаконские рифовые банки, предполагаемые по результатам сейсмических исследований в восточной части зоны. Продуктивность подобных объектов установлена в Таначи-Моктаконской зоне неф-

тегазонакопления Как и на Моктаконском месторождении, высота предполагаемых банок может достигать 50 -100 м. Сложены они, вероятно, также водорослевыми и органогенно-обломочными доломитами. Коллекторы ожидаются порово-кавернового типа. Флюидоупором здесь выступает сульфатно-доломитовая марская свита. Моктаконский горизонт предполагается свободным от интрузий долеритов, но он залегает на большой глубине в интервале 3500 - 4000 м Поэтому поиски углеводородов в моктаконском продуктивном горизонте Фатьяниховской зоны целесообразны после изучения нефтегазоносности амгинского продуктивного горизонта.

Выделение Кондроминской зоны прогноза нефтегазонакопления основано на сочетании трех признаков:

- наличие в пределах зоны крупной положительной структуры (Бах-тинско-Кондроминский выступ);

- пересечение Кондроминского выступа системой краевых рифов танчинской и дельтулинской свит, и Моктаконской карбонатной платформы;

- низкая насыщенность продуктивных частей разреза траппами.

По представлениям геологической модели, предложенной коллективом под руководством Н.В. Мельникова, система таначи-дельтулинских краевых рифов вытянута в восточно-юго-восточном направлении вдоль границы Ты-непского прогиба с южной - Байкитской и северной - Сурингдаконской карбонатными платформами. Южная система краевых рифов по строению аналогична северной, изученной бурением в Таначи-Мокгаконской зоне нефтегазонакопления. Эта система также имеет крутой склон, обращенный на север в сторону Тынепекого прогиба. На юге она переходит в карбонатную платформу (зону отмели). Западное окончание этой зоны вскрыто скважинами Светлой площади, на востоке ее положение не определено в силу недостаточной изученности сейсмическими работами и отсутствия бурения. В настоящее время наибольшие перспективы на обнаружение залежей нефти и газа в зоне развития южных таначи-моктаконских рифов связаны с ее центральной частью в пределах Бахтино-Кондроминского выступа. Поскольку ее западное окончание характеризуется значительным увеличением в кембрийском разрезе доли соленосных отложений, а восточное окончание практически не изучено сейсморазведкой и бурением.

В пределах Кондроминской зоны нефтегазонакопления глубоких скважин нет. По данным бурения на прилегающих территориях юга и юго-востока Южно-Тунгусской и северной части Байкитской нефтегазоносной областей, здесь предполагается менее 600 м суммарной мощности интрузий в осадочном чехле. Это позволяет говорить о повышении вероятности сохранения в пределах рассматриваемой зоны крупных залежей углеводородов.

В Кондроминской предполагаемой зоне нефтегазонакопления таначи-дельтулинский горизонт представляется основным нефтегазопоисковым объектом В нем ожидается распространение массивных резервуаров с ка-верново-поровым типом коллекторов. Рифовые ловушки перекрыты глинисто-карбонатными отложениями эвенкийской свиты средне-позднекемб-рийского возраста, которые здесь выступают надежным флюидоупором

В Бахтинском районе по стратиграфической приуроченности нижней пластовой интрузии Н.В Мельниковым и A.B. Хоменко выделены три зоны:

- на юго-западе территории (район скважин Хурингдинская 1, Светлая 1, 2) зона, где нижняя интрузия находится в нижнеусольской подсви-те - ясенгской свите;

- на восток и север от этой зоны до скважин Таначинская 1 и Ко-чумдекская 1 распространена зона, где нижняя интрузия находится стратиграфически выше - в бурусской свите или нижнебельской поде видящее на северо-северо-востоке территории района нижняя граница распространения интрузий приурочена к вышележащей сурингдакон-ской свите.

Фазовый и химический состав залежей УВ зависит от насыщенности разреза осадочного чехла траппами и приуроченности их к стратиграфическим уровням. По данным А.Э. Конторовича, в таначи-дельтулинских рифах предполагаются преимущественно газовые и газо-конденсатные залежи со значительным содержанием диоксида углерода и сернистых соединений.

Рифы известняковой толщи перекрыты соленосно-доломитовыми отложениями, содержащими интрузии долеритов. Нижележащим стратиграфическим уровнем, содержащим интрузии, является нижнеусольская подсвита. По вертикали расстояние между интрузиями в этих отложениях составляет 1500-2500 м. Интрузия в нижнеусольской подсвите, по мнению Н.В. Мельникова, не оказала существенного влияния на миграцию углеводородов в мощной межинтрузивной толще. Поэтому рифы известняковой толщи являются верхним перспективным объектом для поисковых работ на нефть и газ.

Н.В. Мельников, Л.И. Килина, A.B. Исаев на основании проведенных литофациальных и сейсмогеологических исследований полагают, что рифовые системы распространены на трех уровнях разреза кембрия:

- в верхах томмотского - низах атдабанского ярусов (моктаконская свита),

- в тойонском, низах амгинского ярусов (дельтулинская и таначинская свиты),

- в верхах амгинского яруса (известняковая толща).

Рифы моктаконской свиты

Дискордантное поведение кровли и подошвы моктаконской свиты обнаружено на сейсмических разрезах запада и юго-запада Бахтинского района. По этому признаку предполагаются Хурингдинская (см. рисунок), Нимэнская и Топкитская рифовые постройки в моктаконской свите. Сейсмические разрезы этих площадей детально стратифицированы. На временных разрезах ОГТ проведены границы верхнего венда, моктаконской, марской, абакунской, бурусской, сурингдаконской, булайской свит нижнего кембрия.

По результатам стратификации разрезов ОГТ установлено увеличение толщин моктаконской свиты. Обычно временной интервал, характерный для этой свиты, равен 50-80 мсек. На участках, где он увеличивается до 120-140 мсек, предполагается развитие рифовых построек. Мощность моктаконской свиты возрастает от 130-200 м до 300-350 м. На Моктакон-ском месторождении мощность свиты составляет от 100 до 240 м.

Для локальных рифовых построек построены структурные карты по кровле моктаконской свиты. Судя по картам, кровля моктаконской свиты за пределами рифов находится на отметках от - 3400 до - 3200 м. На вершинах рифов кровля свиты повышается до отметок - 3000 и - 3100 м. Высота рифовых построек, таким образом, составляет 200-300 м.

Площади рифовых построек составляют 145 км2 (Хурингдинская), 130 км2 (Нимэнская) и 60 км2 (Топкитская). Хурингдинская постройка вытянута в субширотном направлении, ее восточное окончание не установлено из-за неоднозначной интерпретации существующих сейсмогеологиче-ских материалов. Нимэнская и Топкитская рифовые постройки сближены, имеют более изометричную форму.

По сейсмическим данным предполагается развитие рифоподобных банок в моктаконской свите на северо-западном склоне Моктаконской карбонатной платформы (Малькитконская, Верхне-Хурингдинская постройки). По данным бурения одиночные рифы обнаружены на Таначин-ской и Моктаконской площадях.

В остальных частях Бахтинского района по анализу переобработанных профилей ОГТ невозможно однозначно судить о распространении одиночных рифов в моктаконской свите нижнего кембрия.

Рифы дельтулинской, таначинской свит

Второй уровень развития краевых рифов охватывает дельтулинскую и таначинскую свиты в Сурингдаконской и Байкитской фациапьных зонах.

Толщина дельтулинской и таначинской свит в Сурингдаконской зоне составляет 410-490 м. По границе с Тынепской зоной выделена нерас-члененная таначи-дельтулинская толща биогенных, часто водорослевых доломитов общей мощностью 500-560 м. В Тынепской зоне таначи-дельтулинской толще соответствует одновозрастная ей 45 метровая толща глинистых известняков. Резкое увеличение толщины происходит на

Схема прогноза нефтегазоносности моктаконских и амгинских рифовых построек

1 - сейсмические профили; 2 - точки отбора проб: а) снежного покрова (2003г.), б) подпочвенных отложений (2002г.); 3 - изохроны горизонта «Б» с добавлениями (тэтэрская свита венд-кембрия (Горюнов Н.А., ОАО «Енисейгеофизика»)); 4- контуры прогнозных структурных и структурно-литологических ловушек УВ по комплексу геохимических, палео- и неотектонических исследований; 5 - контуры выявленных верхнеамгинских рифов в которых предполагаются залежи УВ по данным геохимической съемки; 6 - предполагаемые верхнеамгинские рифы (Мельников Н.В. и др , 2004г.); 7 - контуры рифогенных ловушек в карбонатах моктаконской свиты (Хуриндинский риф) и ловушек в структурах облекания в карбонатах абакунской свиты (осинский и зы-ряновский горизонты нижнего кембрия): а) по сейсмологическим данным (Мельников Н.В., 2002г.), б) по данным геохимической съемки и неотектонических исследований; 8 - контуры прогнозных структурных и структурно-литологических ловушек по комплексу геохимических и палео- и неотектонических данных в отложениях венд-нижнего кембрия

расстоянии 9 км (скв. 2 и 4 Моктаконской площади). Скорее всего, в дельтулинское и таначинское время в Сурингдаконской зоне формировались карбонатная платформа, южная окраина которой крутым склоном и/или уступами опускалась в аккумулятивно-топографическую впадину Тынепской зоны.

Существенная однородность, увеличенная мощность рифогенных образований, приуроченность их к внешнему краю карбонатной платформы, большая высота уступа (около 400 м), линейная вытянутость его (вдоль склона Тынепского некомпенсированного прогиба) являются критериями выделения на таначи-дельтулинском уровне системы краевых рифов. Прогнозируемая ширина полосы развития рифовых образований достигает 30-60 км. В этих рифах открыта газоконденсатная залежь на Таначинской площади.

К югу от Тынепского некомпенсированного прогиба фиксируется аналогичная Сурингдаконской Байкитская карбонатная платформа, на северной окраине которой возможно существование органогенных построек. Крутой северный склон Байкитской карбонатной платформы, как и на Сурингдаконской платформе, благоприятен для развития краевых рифов. Данный тип отложений вскрыт глубокими скважинами только в западной части Бахтинского участка на Светлой площади (скв. 1 и 2). Все признаки рифогенности, отмеченные для рифов Сурингдаконской платформы, присущи разрезам на Светлой площади. Возможное продолжение на восток этой системы краевых рифов совершенно не изучено вследствие отсутствия материалов бурения и сейсморазведки.

Рифы известняковой толщи

Третий уровень рифов сформировался во второй половине амгинского века на территории Тынепского прогиба. Здесь отлагалась известняковая толща мощностью от 80 до 200 м. Она сложена на 80-85 % известняками мелкозернистыми, водорослевыми, в меньшей мере органогенно-обломочными. В средней части толщи встречаются брахиоподы и трилобиты, характерные для верхней половины амгинского яруса Анабаро-Синского фациального региона. Комплекс трилобитов характерен для рифогенных фаций. Отложения этого уровня вскрьггы в Хурингдинской скв. 1, Бахтинской скв. 3, в Дельтулинской скв 214 и Моктаконской скв. 4.

Одиночные рифы в верхней части амгинского яруса (известковая толща) выявлены на сейсмических разрезах. Критерием их выделения является поведение отражающих горизонтов К) и Ол-1. Первый приурочен к подошве булайской свиты и имеет горизонтальное положение, а второй - в кровле соленосно-карбонатной толщи и его куполообразные деформации интерпретируются в связи с рифовыми постройками. В настоящее время рифоподобные постройки прогнозируются Н.В. Мельниковым в западной части Тынепского прогиба. Наиболее крупные из них -

Фатьяниховская, Пульванондринская, Маршрутнинская, Нижнеимбак-ская достаточно уверенно выделены на сейсмопрофилях. Размер построек варьирует от 2x2 км до 25x15 км.

Новейшая тектоника Бахтинского участка

Тектонические движения новейшего этапа в Бахтинском районе носят достаточно дифференцированный характер на общем фоне подъема территории от долины р. Енисей в восточном, северо-восточном направлении. Полученные амплитуды неотектонических движений изменяются от менее 40 до 480 и более метров. В центре и на западе участка наблюдаются положительные линейно вытянутые зоны при ширине от 2-3 км до 10-15 км. Это контрастные неотектонические структуры, в пределах которых перепад амплитуд составляет 80 - 100 и более метров. В большинстве своем им отвечают зоны увеличенных или резко увеличенных мощностей венд-нижнекембрийских отложений, имеющих то же простирание. По материалам Борской геофизической экспедиции в камеральный период была составлена карта толщин между тэтэрской свитой венд -нижнего кембрия (горизонт Б) и верхнебельской подсвитой нижнего кембрия (К'2) На ней выделились контрастные, (грядовые) зоны, с резко увеличенными мощностями вышеуказанных отложений, связанные, вероятно, с рифовыми системами.

Выделяемые в рассматриваемом районе неотектонические элементы достаточно четко прослеживаются по материалам дистанционных исследований. В общих чертах они повторяют деформации глубоких горизонтов и, в особенности, отражают рельеф кровли фундамента. Однако неотектонический план характеризуется большей дифференцированностью по отношению к структурным поверхностям. Наблюдается приуроченность большинства развитых в районе новейших депрессий к прогнутым зонам, выделяемым по подошве вендских отложений. На таких участках видны не только отрицательные значения коэффициентов плотности гидросети и их градиентов, но и аномально пониженные уклоны русел рек. В пределах структурных мысов, выявленных по подошве венда (горизонт Ио), развивается основное количество приподнятых, умеренно активизированных неотектонических зон, чередующихся с новейшими опусканиями. Участки, характеризующиеся такими неотектоническими параметрами, являются наиболее перспективными в отношении формирования (подновления) залежей УВ и их сохранности.

С учетом прямого соотношения неотектонического плана со структурным планом по подошве венда, а также активизации тектонических движений в постнеогеновый этап в пределах поднятий, выявленных по изохронам горизонта "Б", были выделены перспективные участки и соответственно спланированы геохимические профили сезона 2002 и 2003 годов с целью проверки прогноза наличия залежей УВ на этих участках.

Результаты геохимических исследований на территории Бахтин-ского поискового участка

За время полевых работ летнего сезона 2002 г. и зимнего 2003 г. отобрано и проанализировано более 500 проб подпочвенных отложений и свыше 400 снеговых проб.

Основными материалами, полученными в итоге проведенных комплексных геохимических работ, являются карты распределения содержаний в подпочвенных отложениях и снежном покрове УВ и неуглеводородных газов, а также литогеохимические карты (распределение значений КГИ Са и К) и значений рН образцов подпочвенных отложений. На основе их с использованием неотектонических и структурных материалов, карт прогнозируемых рифовых построек, толщин венд-нижнекембрийских отложений и изохрон горизонта «Б» построена карта прогноза перспективных зон и ловушек Бахтинского поискового участка, фрагмент которой приведен на рисунке (см. рисунок1).

В качестве основных газогеохимических показателей оценки нефте-газоперспективности Бахтинского участка приняты содержания этана, по снежным пробам дополнительно рассматривалось распределение суммы гомологов метана, а также условия формирования вторичных минералов в подпочвенных отложениях на основе литогеохимических исследований.

Как показали анализы, основными газами подпочвенного слоя по степени убывания являются С02, метан, азот и этан. В снежном покрове распределение концентраций тяжелых углеводородов примерно одинаковое. Коэффициент корреляции метана и этана в подпочвенных отложениях очень высокий и достигает 0.97%, что, вероятно, свидетельствует о поступлении их из единого источника. Средние значения их содержания соответственно 55.8 и 17.8 мл/кг.

Анализ результатов газовой съемки позволил выявить ряд закономерностей в распределении полей концентраций геохимических показателей, которые были рассмотрены, как индивидуально, так и в комплексе.

Характер ореолов УВ газов обусловлен влиянием целого ряда факторов. К основным из них относятся: наличие возможных залежей нефти и газа, их состав и строение ловушек; структурно-тектонический - в первую очередь, приуроченность газовых аномалий к высокоградиентным положительным, унаследованным неотектоническим зонам. Кроме этого, на распределение аномальных содержаний газов в приповерхностных отложениях и снежном покрове влияют мощности отложений перспективных горизонтов и разрывные нарушения.

При детальном анализе карты изохрон отражающего горизонта в кровле венда, построенной Борской геофизической экспедицией (горизонт «Б» - тэтэрская свита венд-нижнего кембрия), выявилась вполне определенная связь газовых ореолов и литогеохимических параметров, кор-

релируемая с подтоком УВ на участках поднятий Наблюдается приуроченность аномалий к склонам положительных структур, а также к ступенчатым структурным элементам. Обнаружилась не менее тесная зависимость между геохимическими аномалиями и увеличенными толщинами венд-нижнекембрийских отложений, а также выделенными ранее рифовыми постройками.

Во всех вышеуказанных случаях рассмотренным участкам отвечают резко дифференцированные положительные неотектонические зоны, что говорит об их активизации в новейший этап, что особенно важно для неструктурных ловушек.

Прогноз нефтегазоносности Бахтинского участка

В Южно-Тунгусской нефтегазоносной области открыто Моктакон-ское месторождение нефти, газа и конденсата в отложениях нижнего кембрия. Нижняя залежь месторождения, по данным Н.В. Мельникова и др., открыта в рифогенной постройке моктаконской свиты (усольский горизонт нижнего кембрия). Верхняя газоконденсатная залежь находится в отложениях абакунской свиты (эльгянский горизонт нижнего кембрия), облегающих рифогенную постройку.

На территории Фатьяниховского, Малькитконского, Нимэнского, Тынепского, перспективных участков имеется еще один, таначи-дельтулинский уровень возможного нефтегазонакопления, приуроченный к краевым рифам, развивающимся по краям Сурингдаконской и Байкит-ской карбонатных платформ. Исходя из строения Таначинского и Мокта-конского месторождений, в зоне распространения краевых рифов возможны ловушки рифового типа, в которых могут быть залежи углеводородов массивного или пластового типов. Ловушками в пределах краевых рифов являются отдельные их «вершины» (см. рисунок).

Для таких сложных объектов, как рифовые постройки, количество пробуренных скважин на Таначинской и Моктаконской площадях явно недостаточно. Испытания и опробование проводились не по всем перспективным уровням. Подошва дельтулинской свиты сравнительно ровная. Перепад отметок кровли таначинской свиты в отдельных скважинах обусловлен тектоническими нарушениями, либо внедрением траппов. Если принять высоту залежи на Моктаконской месторождении 10 м, то основная залежь находится в районе скважин Мк-1 и Мк-5. Скважины Мк-3 и Мк-6 расположены за контуром залежи.

Таначинское газоконденсатное месторождение имеет блоковое строение. Региональным экраном для таначинской свиты является лет-нинская свита.

Для подсчета ресурсов в таначи-дельтулинском и моктаконском резервуарах на территории поисковых участков предположительно выделены ловушки рифового типа, приуроченные к зоне вероятного распро-

странения краевых рифов. Размер ловушек определен, опираясь на данные по Таначинскому и Моктаконскому месторождениям.

На Фатьяниховском участке предполагается две ловушки, на Маль-китконском - три, Нимэнском - две, Тынепском - три, Таначинском -две и Моктаконском - три ловушки.

Даны предложения по дальнейшему направлению геологоразведочных работ на выделенных выше перспективных участках: Фатьяниховском, Малькитконском, Нимэнском, Тынепском, Усть-Дельтулинском. В частности, предложено бурение глубоких скважин на моктаконских рифовых постройках и проведение сейсмических работ высокой кратности на западном окончании Тынепского прогиба, а также дополнительное более детальное проведение предлагаемого комплекса работ, с регулярным и равномерным покрытием территории сетью профилей геохимических наблюдений.

Заключение

В процессе выполнения диссертационной работы собран и обобщен обширный фактический материал по газогеохимической съемке, неотектонике и палеотектонике геоморфологии, геологии и строению отложений верхневендско-нижнекембрийского нефтегазоносного комплекса. Выявлена пространственная связь проекции рифовых построек мокта-конской и абакунской свит нижнего кембрия на дневную поверхность (Хурингдинской, Нименской и ТопкинскоЙ) с аномалиями геохимических полей и умеренно активными зонами унаследованных неотектонических движений.

Мы рекомендуем заложение глубоких скважин на прогнозируемых рифовых постройках с целью изучения строения разреза, обнаружения рифовых тел и поиска возможных залежей углеводородов в Имбакской зоне, где обнаружены многочисленные совпадения геохимических аномалий и благоприятных неотектонических зон с одиночными предполагаемыми рифовыми постройками амгинского возраста.

На основании проведенных исследований Бахтинского района рекомендуется:

- выполнить переинтерпретацию сейсмопрофилей и заложить новые там, где имеются совпадения геохимических аномалий и благоприятных неотектонических, но не найдено прогнозных рифовых ловушек на разрезах ОГТ;

- использовать целостную комплексную систему геологических, неотектонических и геохимических методов для уточнения и детализации геолого-геофизической модели слабоизученной глубоким бурением территории с выдачей уточненного прогноза нефтегазоносности и предложений по дальнейшему направлению геологоразведочных работ.

Проведенные исследования обозначили пути и средства дальнейшего совершенствования выбранной методики:

- создание цифровых представлений геологической модели исследуемой территории как ГИС проекта, с которым возможна работа в полевых условиях;

- построение региональных неотектонических карт таких сложных с геологической точки зрения районов, как Сибирская платформа, приведет к совершенствованию методов учета влияния геологического субстрата на процесс формирования рельефа дневной поверхности эндогенными процессами, особенно в зонах существенного изменения его строения и свойств;

- создание полевых мобильных систем анализа газового состава в пробах (снега, или подпочвенных отложений);

- сопоставление получаемых данных с существующей нефтегазо-геологической моделью позволит в течение одного полевого сезона вводить поправки в текущую сеть геохимических наблюдений, более равномерно покрывая наиболее перспективные объекты.

Широкое применение предлагаемого комплекса исследований на практике позволит оптимизировать проведение геологоразведочных работ, направленных на наращивание ресурсной базы углеводородного сырья в восточных регионах Сибири.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1. Анализ геохимических аномалий с целью выделения перспективных ловушек нефти и газа на территории Енгидинского и Бахтинского участков (Красноярский край) / А.И. Ларичев, Ю.И. Коробов, А.П. Хиль-ко, Л.Д. Малюшко, Е.В. Смирнов И Проблемы нефтегазоносное™ Сибирской платформы СНИИГГиМС, Новосибирск 2003 с. 255 - 258.

2. Применение геохимических и неотектонических методов для решения прогнозных и поисковых задач в северных нефтегазоносных областях Западной Сибири / A.C. Фомичев, О.И. Бостриков, А.И. Ларичев, Ю.И. Коробов, А.П. Хилько, Е.В. Смирнов // Геология и нефтегазонос-ность Надым Тазовского междуречья тр. 1 Пур, геол. конфр. [Тюмень. 1995]-Тюмень, Тарко Сале, 1995 -с. 49.-60 рус.

3. Смирнов Е.В. Материалы II Всероссийского металлогенического совещания // Количественный анализ дислоцированности рифейских и венд-кембрийских горизонтов зоны сочленения Сибирской платформы и Западно-Сибирской плиты в районе Енисейского кряжа, Иркутск, 1998 г.

4. Смирнов Е.В. Новейшая тектоника и газовая съемка в пределах Песчаной площади, // Материалы XXXVII Тектонического совещания Новосибирск 2004 г.

5. Старосельцев В С., Смирнов Е.В. Количественный анализ дис-лоцированности вулканогенно-осадочных горизонтов. / Тектоника и геодинамика: Общие и региональные аспекты Т.II М., ГЕОС, 1998.

Готовится к изданию:

Смирнов Е.В. Применение геохимических и неотектонических методов при прогнозе нефтегазоносности рифовых ловушек Бахтинского района // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Пути повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) СНИИГГиМС. Новосибирск, 2006 г.

Подписано в печать 14 04 06 Формат бумаги 60x90/16. Уч -изд л 1,56 _Заказ 1600 Тираж 100 экз_

Ротапринт СНИИГГиМСа (лиц ПД 12-0076) 630091, Новосибирск, Красный проспект, 67

V

»-810*

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Смирнов, Евгений Валерьевич

Сокращения встречающиеся в тексте.

Введение.

1. История изучения Южно-Тунгусской нефтегазоносной области.

2. Модель геологического строения Южно-Тунгусской нефтегазоносной области.

2.1 Разрез осадочного чехла.

2.1.1 Рифсй.

2.1.2 Венд.

2.1.3 Кембрий.

2.1.4 Ордовик.

2.1.5 Силур.

2.1.6 Девой.

2.1.7 Карбон.

2.1.8 Средний карбон и Пермь.

2.1.9 Триас.

2.2 Тектоника.

2.2.1 Фундамент.

2.2.2 Чехол.

2.3 Трапповыи магматизм.

2.4 Перспективы исфтегазопосности.

3.Методика уточнения и детализации геологической модели с целыо прогноза нефтегазоноспости и предложениями по дальнейшему направлению геологоразведочных работ.

3.1 ' Общие постановочные вопросы.

3.2 Уточнение строения осадочного чехла.

3.2.1 Рифовые постройки.

3.2.2 Стандартные фациальные пояса Уилсона.

3.2.3 Кембрийские рифовые постройки.

3.3 Нсотсктопнка.

3.3.1 Методика построения карты новейших тектонических движений для платформенных областей Сибири.

3.4 Газогеохимпческая съемка.

3.4.1 Методика газогеохимической съемки.

3.4.2 Методы интерпретации материалов газогеохимической съёмки.

3.4.3 Газогеохимические аномалии на эталонных участках.

3.4.4 Последовательность работ при газогеохимической съемке на новом участке

3.5 Влияние траппового магматизма па псфтсгазопосиость.

4.Результаты применения разработанного системного подхода для прогноза пефтегазоносности слабоизученных территорий (на примере Бахтипского поискового участка).

4.1 Предварительный апалнз перспектив нсфгсгазоносиости Южно-Тунгусской ИГО

4.2 Влияние траппов на поисковые объекты Южно-Тунгусской нефтегазоносной области.

4.3 Поисковые объекты Бахтппского участка.

4.3.1 Рифы моктаконской свиты.

4.3.2 Рифы дельтулинской, таначинской свит.

4.3.3 Рифы известняковой толщи.

4.4 Новейшая тектопнка Бахтннского участка.

4.5 Результаты геохимических исследований на территории Бахтннского поискового участка.

4.6 Прогноз нефтсгазопосностн Бахтппского района.

4.7 Предложения по дальнейшему направлению работ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование геологической модели и прогноз нефтегазоносности Бахтинского района Южно-Тунгусской НГО по комплексу геологических, неотектонических и геохимических методов"

Актуальность работы. В условиях реализации проекта по транспорту углеводородов на Азиатско-Тихоокеанские рынки возрастает необходимость целесообразного распределения финансовых и организационно-технических ресурсов при геологоразведочных работах с целыо приращения запасов нефти и газа в Восточной Сибири.

Рассматриваемая в настоящей работе система методов детализации геологической модели слабоизучеииой территории Бахтинского района Южно - Тунгусской ИГО при малой затратности работ в значительной мере позволяет уточнить прогноз нефтегазоносное™ территории с выделением перспективных зон, оптимизировать систему дальнейших геологоразведочных работ па нефть и газ в слабоизученных районах Сибирской платформы.

В Бахтинском нефтегазоносном районе имеются предпосылки к обнаружению многочисленных, достаточно емких ловушек углеводородов, связанных с одиночными рифовыми телами и системами краевых рифов карбонатных платформ. Они могут быть приурочены к карбонатным горизонтам (моктаконскому, абакунскому, дельтулинскому и таначинскому) пижне-среднекембрийского сульфатио-галогенно-карбопатного комплекса.

Объектом исследования настоящей работы являются кембрийские отложения Южно-Тунгусской нефтегазоносной области Сибирской платформы. В административном отношении площадь работ охватывает часть Туруханского района Красноярского края и западную часть Эвенкийского автономного округа. Здесь при общей, относительно неравномерной изученности территории глубоким бурением и сейсмическими работами открыты залежи углеводородов па Моктаконской и Тапачинской площадях. Залежи связаны с ловушками в рифовых постройках. Имеются основания предполагать распространение таких ловушек в подобных геологических условиях на территории Бахтинского нефтегазоносного района.

Цели и основные задачи исследований. Целыо работы является обоснование нефтегазогеологической модели строения Бахтинского района Южно — Тунгусской ИГО целостной системой геологических, пеотектонических и геохимических методов исследования для уточнения прогноза нефтегазоносности и оптимизации дальнейших геологоразведочных работ.

В соответствии с этой целыо решались следующие задачи: - провести анализ материалов предшествующих работ по данной территории и уточнить наиболее перспективные на нефть и газ стратиграфические интервалы разреза осадочного чехла, определить возможные классы объектов для поиска залежей углеводородов;

- выявить и оцепить геологические факторы, повышающие и понижающие оценку перспектив пефтсгазопоспости, определить минимальный перечень критериев, позволяющих провести прогноз нефтегазоиоспости в соответствии с требуемой детальностью;

- наметить объекты поисков и возможные зоны их распространения, расположенные в благоприятных неотектонических условиях (градиентных зонах унаследованного развития), провести их проверку газогеохимической съемкой;

- дать прогноз нефтегазоиоспости и обосновать предложения по направлению дальнейших геологоразведочных работ на нефть и газ.

Защищаемые полоэ/сения и разработки'.

1. Усовершенствованная методика неотектонических и геохимических исследований, адаптированная для территории Сибирской платформы в целом и Бахтинского района - в частности. Методика обеспечивает решение задач геологического моделирования при прогнозе пефтегазопосности в условиях распространения ловушек рифового типа на трех стратиграфических уровнях нижнего и среднего кембрия и широкого развития трапповых тел, участвующих в формировании геологического разреза.

2. Современная модель геологического строения Бахтинского нефтегазоносного района, учитывающая результаты ГРР, неотектонических и геохимических исследований. В рамках данной модели установлена пространственная связь проекции рифовых построек моктаконской и абакупской свит нижнего кембрия на дневную поверхность (Хурипгдинской, Нименской и Топкинской) с аномалиями геохимических полей и умеренно активными зонами унаследованных неотектонических движений. Обнаружены многочисленные совпадения геохимических аномалий и благоприятных пеотектопических зон с предполагаемыми по результатам сейсмогеологического анализа одиночными рифовыми постройками амгинского возраста в Имбакской зоне. На Аяхтинском куполовидном поднятии выявлен ряд перспективных участков, в которых при проведении сейсморазведочных работ, возможно, будут обнаружены ловушки, содержащие залежи УВ.

3. На основе предложенного комплекса методов, основанного па совокупности сейсмогеологических, неотектонических исследований и газогеохимической съемки впервые проведено районирование слабо изученной территории Бахтинского района по перспективам пефтегазопосности и обоснованы предложения но направлению дальнейших геологоразведочных работ.

Научная новизна. Автором усовершенствована методика пеотектонических исследований, направленная на оценку перспектив и заключающаяся в расчетах относительных амплитуд суммарных новейших движений.

Впервые установлены закономерные связи проекций па дневную поверхность выявленных и прогнозируемых по сейсмогеологическим данным рифовых кембрийских построек с зонами, перспективными по неотектопическим показателям. Возможность наличия залежей УВ в связанных с ними ловушках подтверждается результатами газогеохомической съемки.

Для сложно построенных нефтегазоносных объектов кембрия Восточной Сибири предложен обоснованный комплексный подход, включающий использование пеотектонических, сейсмогеологических и геохимических критериев прогноза залежей УВ.

Фактический материал и личный вклад. В основу диссертационной работы положены материалы, полученные автором при участии в геохимической съемке по подпочвенным отложениям и снежному покрову с 1997 но 2003 годы на различных площадях Сибирской платформы и Западно-Сибирской плиты. По результатам этих работ проанализировано более 3000 образцов подпочвенных отложений и более 1000 газовых снеговых проб. Помимо этого, автор участвовал в разработке метода и составлении карт новейшей тектоники с применением ПЭВМ масштаба 1:200 ООО и 1:100 000 различных участков северо-восточной части Западно-Сибирской плиты и запада Сибирской платформы. В ходе выполнения работы автором была составлена карта неотектоники, принято участие в организации и проведении газогеохимической съемки в Бахтинском районе и анализе полученных результатов. Возможность распространения залежей УВ в прогнозируемых ловушках подтверждается анализом результатов газогеохимической съемки, выполненным Хилько А.П. и автором, что нашло свое отражение в итоговом прогнозе пефтегазоноспости Бахтипского района.

При характеристике геологического строения, пефтегазоноспости, проведении анализа палеотектонических, пеотектонических и химико-аналитических данных, учете влияния траппов автор использовал работы И.П. Варламова, Н.В. Мельникова, Л.И.Килиной, А.В. Исаева, В.С Старосельцева, А.И. Ларичева, Н.А Горюпова, А.В Хомеико, Л.Д. Малюшко, С.В. Дыхан, А.И. Сурнина, А.П. Хилько, С.И. Дорониной, Г.Ф. Попелухи и других исследователей.

Практическая значимость работы. Применяемый комплексный подход, включающий сейсмогеологический анализ с привлечением пеотектонических и геохимических исследований является малозатратным инструментом уточнения и детализации модели строения слабоизучеппой территории и позволяет с приемлемой точностью дать прогноз нефтегазоноспости и обосновать рекомендации по оптимизации дальнейшего направления геологоразведочных работ.

Апробагщя. С применением указанной методики получены результаты, которые вошли в отчеты, выполненные ФГУП «СПИИГГиМС» по различным территориям Сибири с 1997 по 2004 годы. Скважины, пробуренные ОАО «Славнефть» на Куюмбипском участке после 1998 года, дали результаты, не противоречащие прогнозу перспектив нефтегазоносности, данному в 1998 г. после проведения работ по предлагаемой методике при участии автора на Куюмбипском участке. Данный комплекс методов использован при составлении 6 отчетов СНИИГГиМС.

Выводы и ряд положений работы опубликован в виде 5 научных статей. Одна статья принята к печати.

Результаты исследований докладывались и обсуждались па различных совещаниях и конференциях: на II Всероссийском металлогеническом совещании (Иркутск, 1998); на совещании «Проблемы нефтегазоноспости Сибирской платформы» (Новосибирск, 2003); на XXXVII тектоническом совещании (Новосибирск, 2004). Готовится к публикации доклад, сделанный на совещании по проблемам геологоразведочных работ на территории Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), проходившем в марте 2006 г. в СНИГГиМСе г. Новосибирска.

Автор признателен за ценные критические замечания, советы и помощь в написании работы своему научному руководителю Н.В. Мельникову, а также B.C. Старосельцеву, А.П. Хилько, Л.Д. Малюшко, А.И. Сурпипу, С.В. Дыхап, А.В. Мигурекому, В.В. Гребешоку, Л.И. Килипой.

Большую помощь в оформлении текста и графических приложений автору оказали М.С. Грахничева, С.Г. Шаулина.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Смирнов, Евгений Валерьевич

Заключение

В процессе выполнения диссертационной работы собран и обобщен обширный фактический материал по газогеохимической съемке, неотектонике и палеотектоиике геоморфологии, геологии и строению отложений верхневендско-нижнекембрийского нефтегазоносного комплекса. Была выявлена пространственная связь проекции рифовых построек моктаконской и абакунской свит нижнего кембрия на дневную поверхность (Хурипгдинской, Нименской и Топкинской) с аномалиями геохимических полей и умеренно активными зонами унаследованных пеотектопических движений. Можно рекомендовать заложение глубоких скважин с целыо уточнения строения, обнаружения рифовых тел и поисков возможных залежей углеводородов в Имбакской зоне, где обнаружены многочисленные совпадения геохимических аномалий и благоприятных пеотектопических зон с одиночными предполагаемыми рифовыми постройками амгинского возраста. Кроме того, предлагается выполнить переинтерпретацию сейсмопрофилей, и заложить новые там, где целому ряду совпадений геохимических аномалий и неотектонических зон требуется подтверждение предполагаемых рифоподобных ловушек.

Таким образом, проведенными исследованиями на примере Бахтинского района показаны возможности, оптимальность и информативность целостной системы геологических, неотектопических и геохимических методов уточнения и детализации геолого-геофизической модели слабоизученной глубоким бурением территории, с выдачей уточненного прогноза нефтегазоносности и предложений по дальнейшему направлению геологоразведочных работ.

Так же проведенные исследовали обозначили пути дальнейшего совершенствования выбранной методики:

- создание фрагмента геологической модели исследуемой территории как ГИС проекта, с которым возможна работа в полевых условиях;

- построение региональных неотектонических карт, таких сложных с геологической точки зрения районов, как Сибирская платформа приведет к совершенствованию методов учета влияния геологического субстрата на процесс формирования рельефа дневной поверхности эндогенными процессами, особенно в зонах существенного изменения его строения и свойств;

- создание полевых мобильных систем анализа газового состава в пробах (снега, или подпочвенных отложений)

- сопоставления получаемых данных с существующей нефтегазогеологической моделью позволит в течение одного полевого сезона вводить поправки в текущую сеть геохимических наблюдений, более равномерно покрывая наиболее перспективные объекты.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Смирнов, Евгений Валерьевич, Новосибирск

1. Афапасенков А.П., Бухаров Н.Г и др. Новые данные о геологическом строении Юрубчепо-Тахомской зоны нефтегазопакопления и пути дальнейшего освоения ее нефтегазового потенциала // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. №1, 2004 г. с.34-44.

2. Баженова Т.К., Кащенко С.А. Основные этапы миграции нефти в Тунгусском нефтегазоносном бассейне // Геология нефтегазоносных районов Сибири, Новосибирск, 1971,с. 130- 136.

3. Бейлисс Дж., Бейлисс С. Использование геохимических методов при поисках и разведке месторождений нефти и газа / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1985. - N 8. - С.20-26.

4. Белонип М.Д., Буялов Н.И., Захаров Е.В., и др. Методы оценки перспектив нефтегазоносности. М.:Недра, 1797, с. 332.

5. Битнер А.К., Кринин В.А., Кузнецов J1.J1. и др. Нефтегазоносиость древних продуктивных толщ запада Сибирской платформы. Красноярск, ПГО "Енисейгеология", 1990. 114 с.

6. Буркар Ж. Соображения о четвертичном орогенезе // сб. «Живая тектоника» (1955), изд. Иностр. Лит., 1957.

7. Буялов Н.И. Основные критерии прогноза нефтегазоносности и их значение при оценке перспектив//Труды ВНИГНИ вып. XVIII, 1967.

8. Буялов Н.И. Методика прогноза нефтегазоносности // Геология нефти и газа, № 11, 1977.

9. Варламов И.П. Глабала P.O., Генералов П.П. Новейшая тектоника нефтегазоносных областей Сибири // Труды СНИИГГиМС вып. 285 М., Недра, 1981. с. 239.

10. Воронин Н.И. Возраст структур и их нефтегазоносиость. Геология нефти и газа, 1990, №9, с. 12-16.

11. Геологическое изучение и использование недр: Научно-технический информационный сборник. М.: АОЗТ «Геоинформмарк», 1996, вып.4, 67 с.

12. Геология нефти и газа сибирской платформы. Под. Ред. Конторовича А.Э., Суркова B.C., Трофимука, М.: Недра, 1981с. 552.

13. Дашкевич Н.Н., Каштанов В.А., Степанов С.А. Схематическая карта нефтегазогеологического районирования докембрийских и кембрийских отложений левобережья Енисея (Красноярский край) г. Новосибирск, 1998.

14. Зорькин JI.M. О природе кольцевых физико-химических аномалий в осадочном чехле и др./Докл. АН СССР. 1978. Т.243. N 2. С.477-481

15. Карта Новейшей Тектоники СССР масштаба 1:5000000 под ред. Николаева Н.И., Шульца С.С., Госгеолтехиздат, 1960.

16. Касьянова Н.А. Формы проявления неотектогенеза в Восточном Предкавказье. М.: Недра, 1993, 128 с.

17. Касьянова Н.А., Кузьмин 10.0. Современная аномальная геодинамика недр и ее влияние на объекты нефтегазового комплекса. М.: АОЗТ «Геоииформмарк», 1996. С.20-31.

18. Ковда В.А., Славин П.С. Почвенно-геохимические показатели нефтегазоносности недр. АН СССР, 1951 г.- 156 с.

19. Корженевский А.А., Философов В.П. Морфометрический метод при геологических исследованиях //Из-во Саратовского университета, 1963. С. 63-81.

20. Лузин Г.В. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Северо-и Южно-Тупгусской НГО. Туруханск 1994. с. 100.

21. Малюшко Л.Д. Способ определения генезиса карбонатных пород, Авторское свидетельство СССР № 1163302, G 01 V9/00," 1985, с.

22. Малюшко Л.Д. Способ определения генезиса карбонатных пород, Авторское свидетельство СССР № 1163302, G 01 V 9/ 00," 1985, с.

23. Малюшко Л.Д. "Способ определения концентраций элементов, Авторское свидетельство СССР № 1337740, G 01 N 21/67, 1987, с.

24. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры нефтегазоносных провинций сибирской платформы, ред. Сурков B.C., М.: Недра, 1987, с. -205.

25. Медведев А.Я., Альмухамедов А.И. Взаимосвязь покровного вулканизма сибирской платформы с историей развития палеообского океана: за и против // Информационный бюллетень РФФИ, Москва РФФИ, т.4 №5 январь 1996. с. 260

26. Мельников Н.В., Шемип Г.Г., Ефимов А.О. Палеогеография Сибирской платформы в венде. /Палеогеография фанерозоя Сибири. Сборник статей. Новосибирск, 1989. С. 1-9.

27. Мельников Н.В., Егорова Л.И., Килина Л.И. и др. Стратиграфия кембрия Бахтинского мегавыступа. Новосибирск, Геол. и геоф., 1989, № 3. С. 9-21.

28. Мельников Н.В., Килина Л.И., Крипин В.А. Нефтегазоносносгь кембрийских рифов Сурингдакопского свода. /Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Сборник научных трудов. Новосибирск: Наука, 1991, с. 180-189.

29. Методические рекомендации по геохимическим методам поисков месторождений нефти и газа /Зорькин Л.М., Лопатин Н.В., Барташевич О.В. и др. М.: ВНИИЯГГ, 1975.-285 с.

30. Методы оценки перспектив пефтегазоносности. Ред. Буялов Н.И., Наливкин В.Д., М.: Недра, 1979, с. 333.

31. Милановский Е.Е. О соотношении крупных форм рельефа и новейшей тектонической структуры Малого Кавказа// Уч. Зап. МГУ, вып. 161, 1956.

32. Мирчинк Г.Ф. О четвертичном орогенезе и эпейрогенезе па территории СССР // Материалы по четв. Периоду СССР. Изд. ГТУ, 1936.

33. Мишульский М.И. Графо-аналитический метод количественного тектонического анализа локальных платформенных структур // Труды ЗапСибНИГНИ, вып. 120 Тюмень, 1977, с. 9- 14.

34. Наливкин Д.В. Учение о фациях. М.-Л.: Изд-во АН СССР. 1956, с. 534.

35. Николаев Н.И. К истории установления колебательных движений в Скандинавии // Бюлл. Ком по изуч. Четвертич. Периода, № 12, 1948.

36. Николаев Н.И. О нижней границе четвертичной системы по данным анализа новейших тектонических движений // Бюлл. Ком. По изучен. Четвертич. Периода АН СССР, № 15, 1950.

37. Николаев Н.И. О новом тектоническом этапе развития земной коры // Бюлл. МОИП, отд. Геол., т. 27 (3), 1952.

38. Николаев Н.И. Неотектопический этап развития земной коры // Методич. Руководство по изучению и геологич. съемке четвертичных отложений, ч. 1, Госгеолтехизд, 1954.

39. Николаев Н.И. пеотектопика и ее выражение в структуре и рельефе территории СССР. М.: Гослеолтехиздат, 1962, С.-392.

40. Николаев Н.И. Наймарк А.А. Типы геоструктур и типы тектогепеза новейших этапов развития Земли (по материалам новой неотектонической карты СССР масштаба 1:5000000) // Известия вузов. Геология и разведка, 1978 № 6, с. 3 15.

41. Обстановки осадконакопления и фации том I. под ред. Рединга X, М. Мир, 1990, с. 352.

42. Обстановки осадконакопления и фации том II. под ред. Редиига X, М. Мир, 1990, с. 382

43. Объяснительная записка к Карте новейшей тектоники Западно-Сибирской низменности масштаба 1:2500000. Красноярск, Красноярское книжное изд-во, 1969, с.-67.

44. Основы геологии и нефтегазоносность запада Сибирской платформы. Ред. Фотиади Э.Э., Л.: Недра, 1969.

45. Основы теории геохимических полей углеводородных скоплений / И.С. Старобипец, А.В. 'Петухов, СЛ. Зубайраев и др.: Под ред. А.В. Петухова и И.С. Старобинца. М.: Недра, 1993, 332 с.

46. Пашаев М.С. История формирования региональной структуры Мургабской впадины и ее влияние на процессы нефтегазонакоплепия / Геология нефти и газа, 1988, № И, с. 25-29.

47. Рекомендации по проведению гидрохимического опробования и физико-химических исследований для оценки загрязнения подземных вод. ПНИИС. М.: Стройиздат, 1986, 32с.

48. Решения четвертого Межведомственного регионального стратиграфического совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1989. 64 с.

49. Решения четвертой палеоэколого-литологической сессии, проходившей в Крыму и Молдавии в сентябре 1966. М.: Изд. ПИН АН СССР, 1968. С.-18.

50. Роднова Е.Н. Коллекторские свойства карбонатных пород в контактовых ореолах интрузивных траппов Тунгусской сипеклизы // Вопросы геологии и нефтегазоиоспости Тунгусской сипеклизы, JL, 1973, с 133- 142.

51. Рукавишников И.И., Дробот Д.И., Анциферов А.С. Возможности геохимических методов при поисках нефти и газа иа юге Сибирской платформы /В кн.: Тез. докл. Всесоюз. конф. 22-24 октября 1975 г. Красноярск, 1975, с.

52. Современные и ископаемые рифы. Термины и определения: Справочник/Журавлева Т.И., Космыпии В.П., Кузнецов В.Г. и др., М.: Недра, 1990, е.-184.

53. Соколов В.А. Геохимия природных газов. М.: Недра, 1971, с. 336

54. Солонепко В.П. Сейсмотектоника и эволюция Байкальской рифтовой зоны // проблемы рифтогенеза. Иркутск, 1975. с. 55 — 56.

55. Старобинец И.С. Развитие научных основ геохимических методов поиска нефти и газа. М.: Наука, 1983, с.

56. Старосельцев B.C. Тектоника Тунгусской синеклизы /Вопросы тектоники древних платформ. Новосибирск: Наука, 1974. С. 47-58.

57. Старосельцев B.C. Тектоника базальтовых плато и пефтегазоносность подстилающих отложений М.: Недра, 1989, с. 259.

58. Трофимук А.А., Вышемирский B.C. и др. Новые варианты объемно-генетических методов оценки прогнозных запасов нефти и газа // Геология нефти и газа №5, 1972.

59. Уилсон Дж. Л. Карбонатные фации в истории Земли. М.: Прогресс, 1980, с. 327.

60. Физико-химические основы прямых поисков нефти и газа. /Под ред. Е.В. Каруса, М., Недра, 1986 336 с

61. Филипцов Ю.А. Закономерности и история нефтегазообразования в районах интенсивного развития траппового магматизма (на примере Южно-Туигусской НГО). Автореферат дис. На соискание ученой степени канд. геол.-минерал. Наук. Новосибирск, 1993 с. 33.

62. Философов В.П. Краткое руководство по морфометрическому методу поисков тектонических структур //Изд-во Саратовского университета, 1960. 87 с.

63. Флоренсов Н.А. Некоторые аспекты понятия «Возраст рельефа» // Геоморфология, 1976, №1, с.13-21.

64. Флоренсов Н.А., Ивановский Л.Н., Уфимцев Г.Ф. Процессы формирования рельефа Сибири. Новосибирск: Наука, 1987, с. 113-121.

65. Хаин В.Е. Общая геотектоника. М.: Недра, 1973. С. 145-189.

66. Хаин В.Е, Ломидзе М.Е геотектоника с основами геодинамики М.:МГУ, 1995,с.477.

67. Хилько А.П. Прогноз нефтегазоносности северо-востока Западно-Сибирской плиты на основе пеотектопических и геохимических методов. Автореферат на соискание ученой степени кандидата геолого-мипералогических наук, Новосибирск, СНИИГГиМС, 2004, с. 17.

68. Хуон Цзи-циню. Некоторые типы молодых тектонических движений Китая // Труды Первого совещания по неотектоники Китая, Пекин, 1956, Госгеолтехиздат, 1960.

69. Шульц С.С. Геоструктурные области и положение в структуре земли областей горообразования по данным новейшей тектоники //Активизированные зоны земной коры, новейшие тектонические движения и сейсмичность. М.: Наука, 1964. С. 230-248.

70. Лдренкина А.Г., Сычев О.В. Ордовик Тунгусской синеклизы и ее обрамления. /Стратиграфия и палеонтология Сибири. Сборник трудов. Новосибирск, 2000. С 56-61.

71. Brasier M.D. Early Cambrian Intergrowth of archaeocyathids, Renalcis, and pseudostromatolites from S. Australia // Palaeontology, 19, 1976, pp. 223 248.

72. Goldring W. Algal barrier reefs in Lower Ozarkian of New York with a chapper on the importance of coralline algae as reef builders through the ages // New York State Mus. Bull., 315, 1938, pp. 5-75.

73. James N.P., Kobluk D.R. Lower Cambrian patch reefs and assotiated sediments: southen Labrador, Canada// Sedimentology, 25, 1978, pp. 1 -35.

74. James N.P., Gindsburg R.N. The Seaward Margin of Belize Barrier and Atoll Reefs // Spec. Publ. Int. Ass. Sediment. 3, 1979, p. 193.

75. Klement K.W. Practical Classification of Reefs and Banks, Bioherm and Biostromes//Bull. Amer. Assoc.Petrol.Geol., 1967, vol.51, N 1, pp. 167-168.

76. Oder C.R., Bumgarner J.G. Stromatolitic biogerms in the Maynardville (Upper Cambrian) Limestone, Tennessee // Bull. Geol. Soc. Am. 72, 1961, pp. 1021 1028.

77. Stille H. Present Tectonic state of the earth // Am. Assoc. Petr. Geol. Bull., vol. 20,1936.

78. Stoddart D.R. Ecology and morphology of Resent coral reefs // Biol. Rev. 44, 1969 p. 433-498.1. ФОНДОВАЯ

79. Денч В.Н., Зипчснко В.Н. (отв. испол.) Прогноз зон улучшенных коллекторов в продуктивных горизонтах нижнего-среднего кембрия Бахтннского мегавыступа. Новосибирск, 1992.

80. Горюиов Н.А. (отв. исп.) Анализ и обобщение сейсморазведочных материалов по центральной части Приенисейского прогиба (в междуречье Нижней и Подкаменной Тунгусок) (Тема № 226/1992-1998 г.г.). Енисейск, 1998. с. 116.

81. Исаев А.В., Мельников Н.В., Старосельцев B.C. (отв. исп.). Комплексный прогноз нефтегазоносности территории Красноярского края с уточнением стратиграфического разреза рифея и обоснованием ловушек в Сидоровском НГР. Отчет СНИИГГиМС, Новосибирск, 2003.

82. Конторович А.Э., Мельников Н.В. (отв. испол.). Теоретические основы, методика и направления поисков месторождений нефти и газа в Сибири в 1994-1996 гг. в новых экономических условиях. Отчет СНИИГГиМС. Новосибирск, 1997.

83. Ларичев А.И., Вожов В.И. (отв. исп.) Проведение газогеохимической и гидрогеохимической съемки на вездеходной площади с целью выявления аномалий, связанных с возможными залежами углеводородов. Отчет СНИИГГиМС, Новосибирск 1997 г. с. 172.

84. Мельников Н.В. Теоретические основы, методика и направления поисков месторождений нефти и газа в Сибири в 1994 1996 гг. в новых экономических условиях. Отчет СНИИГГиМС. Новосибирск 1997. с. 314.

85. Мельников Н.В. (отв. иеп.) Интерпретация и стратификация временных разрезов ОГТ, рифовые тела в моктаконской свите нижнего кембрия, оценка локализованных ресурсов, Отчет ФГУП СНИИГГиМС, Новосибирск, 2002.

86. Петраков В.У. Стратиграфия, фации и нефтегазопосность нижнепалеозойских отложений Туруханского района. Новосибирск, 1966, С.-383.

87. Старосельцев B.C. Мельников Н.В. Обосновать направление региональных и поисковых работ для создания на Сибирской платформе надежной ресурсной базы нефтегазодобывающей промышленности Российской Федерации. Отчет СНИИГГиМС, Новосибирск, 1995, с. 393.

88. Хилько А.П. (отв. исп.). Среднемасштабные пеотектонические работы в Турухано-Советском районе с целью прогноза локальных объектов для рационального размещения пефтегазопоисковых работ. Отчет СНИИГГиМС, Новосибирск, 1993.

89. Хоменко А.В. Влияние траппов на нефтегазоносность осадочного чехла сибирской платформы. Отчет СНИИГГиМС, Новосибирск, 1977, с. 251.