Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Строение и перспективы нефтегазоносности древнейших карбонатных формаций западной части Сибирской платформы

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Строение и перспективы нефтегазоносности древнейших карбонатных формаций западной части Сибирской платформы"

Министерство природных ресурсов Российской Федерации Красноярский комитет по геологии и использованию недр (Красноярскгеолком)

КРИНИН Владимир Александрович

Строение и перспективы нефтегазоносности древнейших карбонатных формаций западной части Сибирской платформы

04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Диссертация

в форме научного доклада на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

РГБ 0Л

2 о ^

На правах рукописи

Новосибирск 1997

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор Н.В.Мельников

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Фрадкин Г.С. (ОИГГиМ, г.Новосибирск) - кандидат геолого-минералогических наук Степаненко Г.Ф. (СНИИГГиМС, г.Новосибирск) Ведущая организация: КНИИГГиМС, г.Красноярск

Защита состоится ил?-? 1997 г. в 10 часов на заседании Диссертационного совета К.071.13.01 в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС) по адресу: 630091, г. Новосибирск, Красный проспект, 67.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке СНИИГГиМСа.

Диссертация в виде научного доклада разослана 51997г. Ученый секретарь Диссертационного совета (В.Г.Матухина

Введение

Актуальность работы. Переход к рыночным отношениям в экономике сопровождается резким сокращением финансирования геологоразведочных работ на нефть и газ в Красноярском крае из средств госбюджета. В России формируется новая система управления недрами, основывающаяся на новой законодательной базе о недрах ("Закон о недрах", закон "О соглашениях в разделе продукции"). Поэтому в комитете по геологии и использованию недр Красноярского края (Красноярскгеолком) осуществляется систематическая работа по привлечению инвестиций на основе лицензирования. Для этого используется большой массив геолого-геофизической информации, накопленной в процессе нефтегазопоисковых работ на территории края в предшествующее время. Между тем с появлением современных требований к пакетам информации, представляемой на конкурсы, она требует новых обобщений и системного научного анализа с целью обоснования приоритетных направлений в области управления недропользованием на 'нефть и газ в Красноярском крае. Часть такого обобщения проведена в настоящей работе.

Цели и задачи исследования. Главной целью исследований являлось создание основы геологической информации по обеспечению эффективного лицензирования участков недр, предлагаемых для геологического изучения, и последующего освоения открываемых месторождений нефти и Газа в древних отложениях западной части Сибирской платформы.

При этом решались следующие задачи:

- уточнение стратиграфической основы, используемой при нефтегазопоисковых работах в древних отложениях;

- уточнение схемы индексации продуктивных горизонтов в древних отложениях;

- обоснование зон нефтегазонакопления, описание их геологического строения и нефтегазоносности;

- разработка методов прогноза структурных планов опорных горизонтов древних толщ в районах с высокой насыщенностью интрузиями осадочного чехла;

- разработка методов выявления разрывных нарушений в продуктивной части рифейского нефтегазоносного комплекса;

- предложения по направлению нефтегазопоисковых работ на древние толщи западной части Сибирской платформы.

Фактический материал. В основе работы лежат личные исследования автора во время его работы с 1975 по 1997 гг. в должностях геолога, главного геолога партии, Главного геолога Туруханской НГРЭ, главного геолога ГГП "Енисейнефтегазгеология", заместителя председателя "Красноярскгеолкома". Автором изучены материалы по результатам бурения, опробования и испытания глубоких скважин, данные каротажа, сейсморазведочных и электроразведочных работ на большинстве площадей нефтегазопоисковых работ в западной части Сибирской платформы.

Защищаемые положения. На защиту выносятся следующие разработки:

1. Прогноз геологического разреза и рабочие схемы стратиграфии древних толщ западной части Сибирской платформы, применяемые геологами Красноярского края /Кринин, 1988, 1990; Мельников... Кринин, 1985; Мельников... Кринин.., 1989; Краев-ский... Кринин.., 1991; Битнер, Кринин и др., 1990/. Автор спрогнозировал границы выклинивания солей в разрезах свит нижнего кембрия, участвовал в разработке первых стратиграфических схем рифея Юрубчено-Тохомской зоны и кембрия Сурингда-конского свода.

2. Индексация продуктивных горизонтов в кембрийском, верхневендско-нижнекембрийском, вендском и рифейском нефтегазоносных комплексах западной части Сибирской платформы /Килина.., Кринин, 1988; Битнер, Кринин.., 1990/. Схемы индексации продуктивных горизонтов ранее были разработаны для терригенных и карбонатных отложений венда и низов кембрия. Нами создана схема индексации продуктивных горизонтов в кембрийском разрезе для западной части Сибирской платформы.

3. Зоны нефтегазонакопления в древних толщах западной части Сибирской платформы /Битнер, Кринин и др., 1990; Кринин и др., 1989; Битнер, Кринин, Распутин, 1990; Конторович, Конторович, Кринин и др., 1988/. Пять зон нефтегазонакопления установлены по результатам нефтегазопоисковых работ в различных нефтегазоносных областях запада Сибирской платформы в отложениях рифея, венда и кембрия.

4. Методика прогноза структурных планов древних толщ в областях с высоко^ насыщенностью осадочного чехла интрузиями долеритов /Кринин, 1991/. Автором выявлены зависимости между гипсометрией структурных поверхностей девона, силура и кембрия и толщиной интрузий, залегающих ниже его. Установлено аналогичное влияние суммарной толщины интрузий в разрезе на морфологию рельефа.

5. Методика выявления разрывных нарушений в рифее Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления по изменениям направленности геологических связей /Кринин,

1990; Кринин, Гутина, 1997/. Основными признаками для выделения разрывных нарушений являются изменение положения интрузий внутри свит и соответствие направленности изменения мощностей этих свит современному структурному плану.

Научная новизна. По единым признакам выделены продуктивные горизонты и зоны нефтегазонакопления в различных нефтегазоносных областях западной части Сибирской платформы. Впервые разработаны методики прогноза структурных планов подинтрузивных интервалов осадочного чехла и разрывных нарушений по анализу размещения интрузий долеритов.

Практическая ценность. Полученные результаты использовались при размещении региональных работ, нефтегазопоискового и разведочного бурения в основных областях западной части Сибирской платформы. Во время пребывания автора на посту главного геолога ГГП "Енисейнефтегазгеология" и заместителя председателя "Красноярскгеолкома" были установлены Таначи-Моктаконская и Нижнеангарская зоны нефтегазонакопления. Планируется использовать результаты исследования при геологическом обосновании работ по лицензированию.

Апробация. Защищаемые положения и основные результаты работы докладывались на конференциях по геологии и нефтегазоносности Красноярского края в г. Красноярске (1979, 1981^ 1984, 1985, 1987, 1988, 1990, 1996) и в г. Новосибирске (1991). Автором опубликовано 30 работ, в которых отражены все основные положения диссертации, автор также участвовал в составлении семи тематических отчетов (ВГФ, ТГФ, 1977-1996

г)-

Работа выполнена в "Красноярскгеолкоме". Автор выражает сердечную признательность геологам, общение с которыми помогло ему в составлении и завершении настоящей работы: А.Н.Азарнову, А.К.Битнеру Ю.Л.Брылкину, К.Н.Васильевой, В.Н.Воробьеву, О.Н.Гутиной, А.С.Ефимову, Ю.А.Жуковину, В.В.Забалуеву, А.Н.Золотову, В.Е.Касаткину, М.Б.Келлеру, Л.И.Килиной, В.И.Коваленко,

A.А.Конторовичу, Л.Л.Кузнецову, Т.Р.Кудриной, А.И.Ларичеву, Г.Д.Назимкову,

B.А.Нешумаеву, А.Л.Проскурякову, С.Н.Распутину, В.В.Самсонову, В.Г.Сибгатуллину, П.П.Скоробогатых, Л.К.Теплову, Ю.А.Филлипцову, Ю.А.Шарыгину и ушедшим из жизни Г.И.Качасову, С.А.Кащенко. Особенно благодарен автор своим руководителям и наставникам А.Э.Конторовичу, Н.В.Мельникову, В.Д.Накарякову, В.С.Староселыдеву.

Западная часть Сибирской платформы включает нижние части бассейнов рек Нижней Тунгуски, Подкаченной Тунгуски и Ангары, а также бассейны рек Курейка и Вахта. Административно эти территории входят в Красноярский край и Эвенкийский

автономный округ. В нефтегазогеологическом районировании это - западная часть Ле-но-Тунгусской нефтегазоносной провинции, куда входят Турухано-Норильская, СевероТунгусская, Южно-Тунгусская и Байкитская нефтегазоносные области(НГО). Области оконтурены по крупнейшим структурам осадочного- чехла - Турухано-Норильскому поднятию, Курейской синеклизе и Байкитской антеклизе.

Нефтегазопоисковое бурение проводилось в южной части Турухано-Норильской НГО, в центральных районах Южно-Тунгусской НТО, в центральных и южных районах Байкитской НГО. Одиночные параметрические скважины пробурены и на остальных территориях. На ряде участков осадочный чехол вскрыт скважинами на всю мощность. Большинством скважин полностью вскрыты палеозойские и вендские отложения. Бурением и сейсморазведкой выявлен ряд крупных и средних структур в Курейской синеклизе и Байкитской антеклизе, таких как Бахтинский мегавыступ, Сурингдаконский, Ка-мовский своды, Нижнетунгусский, Теринский мегапрогибы.

В результате нефтегазопоисковых работ в западной части Сибирской платформы открыта Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления (ЮТЗ) с крупными запасами углеводородов в карбонатах рифея, получены промышленные притоки из карбонатных пород венда и кембрия. Большие площади запада Сибирской платформы остаются почти не изученными геолого-геофизическими методами.

Дальнейшие нефтегазопоисковые работы в западной части Сибирской платформы возможны на лицензионных участках. Для геологического обоснования лицензионных предложений, стандартизации сведений по стратиграфической, нефтегазогеологи-ческой индексации и номенклатуре ниже охарактеризованы три основные позиции -стратиграфия древних толщ, продуктивные горизонты (ПГ), зоны нефтегазонакопления (ЗНГН). Основной упор сделан на карбонатные комплексы, которые составляют основную часть древних толщ в западной части Сибирской платформы.

1. СТРАТИГРАФИЯ ДРЕВНИХ ТОЛЩ

РИФЕЙ. Рифейские отложения в западной части Сибирской платформы вскрыты скважинами в Байкитской и Турухано-Норильской НГО (в последней на ряде участков рифейские отложения выходят на дневную поверхность).

Основой стратиграфии рифея Байкитской антеклизы служат разрезы скважин Юрубчено-Тохомской зоны, а именно разрез скв. Мадринской 156 и дополняющие его разрезы Юрубченских скв. 30 и 110, установившие стратиграфическое положение большинства рифейских толщ.

В подошве рифея вскрыта терригенная, преимущественно песчаниковая делин-гдэкэнская толща (260 м). Выше залегают преимущественно красноцветные аргиллиты и алевролиты (вэдрэшевская толща, 360 м) и глинистые доломиты и мергели (мадринская толща, до 370 м). Еще выше залегают пять мощных (450-570 м) доломитовых толщ, разделенных толщами глинистых доломитов (110-220 м). Доломитовые толщи получили названия (снизу вверх): юрубченская, куюмбинская, юктэнская, вингольдинская и ирэ-мэкэнская, а разделяющие их глинисто-доломитовые толщи - долгоктинская, копчер-ская, рассолкинская и токурская. Незначительные литологические отличия доломитовых толщ, наличие крупноамплитудных дизъюнктивов, различная глубина размыва рифея во время предвендского перерыва затрудняют корреляцию рифейских разрезов ЮТЗ в тех скважинах, где они вскрыты на глубину 200-400 м. Поэтому не исключено, что рядом Юрубченских скважин под вендом вскрыта юктэнская свита.

Базальные терригенные отложения по цифрам абсолютного возраста отнесены к нижнему рифею, вышележащие толщи - вэдрэшевская, мадринская и юрубченская - к среднему рифею, остальные - к верхнему.

ВЕНД. Вендские отложения распространены повсеместно в западной части Сибирской платформы (рис.1). Они представлены (снизу вверх) ванаварской, оскобинской, катангской и собинской свитами (возрастные аналоги тэтэрской свиты имеют небольшие мощности - до 30 м, и этот интервал разреза включается в состав собинской свиты).

Ванаварская и оскобинская свиты распространены на юге и юго-западе Байкитской антеклизы. Они с угловым несогласием залегают на различных толщах рифея или на кристаллическом фундаменте. Ванаварская свита (0-320 м) сложена пестроцветными терригенными породами - песчаниками, аргиллитами и алевролитами.

Исрхншг

ИОЛСИНI

Рифей

Сурингдаконская свита

Бурусская свита

Абакунская свита

Марская свита

Моктаконская свита

Ясенгская свита

Верхняя подсвита

Нижняя подсвита

Верхняя подсвита

Средняя (осинская) подсвита

Нижняя подсвита

Собинская свита

Катангская свита

Рио 1 Корреляция вендских и кембрийских отложений и нефтегазоносные комплексы западной части . Сибирской платформы

Оскобинская свита сложена в нижней части доломито-ангидритами, глинисто-сульфатно-доломитовыми породами (оскобиты). Среднюю часть свиты составляют преимущественно терригенные пестроцветные породы, среди которых спорадически распространены пласты песчаников. Верхняя часть свиты представлена доломитами и ангидритистыми доломитами. Мощность оскобинской свиты изменяется от 0 до 135 м.

Катангская и собинская свиты распространены на Байштской антеклизе и на юге Курейской синеклизы. Катангская свита представлена доломитами, глинистыми доломитами, мергелями. Мощность свиты - 55-300 м. Собинская свита сложена светлосерыми массивными доломитами, ангидритистыми доломитами. Мощность свиты - 100400 м.

КЕМБРИЙ. Разрез кембрия на юге территории составляют усольская, бель-ская, булайская, ангарская, литвинцевская соленосно-доломитовые и доломитовые свиты нижнего и частично среднего кембрия и эвенкийская глинисто-карбонатная свита среднего-верхнего кембрия (см. рис. 1).

На юго-западе Курейской синеклизы (Бахтинский мегавыступ) литологический состав кембрия меняется. Здесь выделены (снизу вверх) соленосно-доломитовая ясенг-ская свита, доломитовая моктаконская и сульфатно-глинисто-доломитовая марская свиты (усольский горизонт), доломитовая абакунская свита (эльгянский горизонт), доломитовая с пачкой солей бурусская свита, соленосно-доломитовая сурингдаконская свита (толбачанский горизонт), карбонатная булайская свита (урицкий, олекминский горизонты), доломитовая рифогенная дельтулинская свита (чарский горизонт), доломитовая таначинская свита (ичерский горизонт), мергельно-доломитовая летнинская свита (майский ярус) и глинисто-доломитовая усть-пелядкинская свита (верхний кембрий).

Северная граница распространения солей в усольском горизонте проходит от истоков р.Летняя на восток через среднее течение р.Нимдэ, затем поворачивает на северо-восток, пересекая реки Тутончана (110 км от устья), Виви (180 км от устья). Далее она уходит на юго-восток, пересекает р.Нижняя Тунгуска в 40 км ниже устья р.Кочечум и далее, очевидно, уходит к среднему течению р.Илимпея /Кринин, 1990/. В толбачан-ском горизонте предполагается отсутствие солей уже в среднем течении рек Тутончана и Виви. Граница распространения солей проходит от истоков р.Сухая Тунгуска на северо-восток через верховья рек Нимдэ, Кочумдек, затем поворачивает на восток и проходит вдоль р.Тутончана, пересекая р.Нижняя Тунгуска в устье р.Виви и далее проходит вдоль р.Илимпея. В чарском горизонте и амгинском ярусе соли прослежены только на Байкитской антеклизе и юго-востоке Курейской синеклизы (бассейн р.Илимпея).

Севернее границы распространения солей разрез нижнего и части среднего кембрия (под летнинской свитой) представлен мощной (до 1500 м) толщей доломитов, часто органогенных - костинская свита на юге Турухано-Норильского поднятия.

В юго-западной части Курейской синеклизы скважинами установлена субширот-но вытянутая Тынепская зона (30-50 х 200 км) с иным составом отложений тойонского, амгинского и майского ярусов (см. рис.1). В зоне фациальным аналогом 500-метровой дельгулинской свиты является 45-метровая толща темно-серых глинистых известняков и мергелей. Выше залегает 200-метровая толща известняков амгинского яруса, перекрытая 130-метровой соленосно-доломитовой толщей и вышележащей 120-мегровой олен-чиминской свитой - аргиллиты, доломиты, мергели, каменные соли. Предполагается, что это - компенсационные среднекембрийские толщи, заполнившие Тынепский прогиб, возникший в тойонском веке раннего кембрия. К северу от этого прогиба сформировалась система Таначи-Дельтулинского краевого рифа.

Анализ суммарных мощностей свит нижнего-среднего кембрия (без майского яруса) показывает однозначное последовательное уменьшение их в северо-восточном направлении с 1750 до 1300 м от р.Ангара до р.Нижняя Тунгуска /Кринин, 1990/. Только над краевым Таначи-Дельтулинским рифом фиксируется узкая зона увеличения общих толщин на 50 м.

Резюмируя вышеизложенное, можно сделать некоторые выводы:

1. На значительной территории запада Сибирской платформы выявлено отсутствие отложений рифея и нижнего венда (герригенного). В зонах их отсутствия существенно сокращены мощности верхнего венда и нижнего кембрия.

2. В северной части в отложениях нижнего кембрия прогнозируется отсутствие солей, являющихся в южных районах основными региональными флюидоупорами. Намечены границы распространения солей.

3. К северу от границы солей разрез нижнего кембрия сложен органогенными карбонатами, здесь выявлены рифовые постройки, вплоть до системы краевых рифов.

4. Современный структурный план начал формироваться после образования древних рифей-кембрийских толщ. Это должно негативно отразиться на их нефтегазо-носности - переформирование залежей привело к "размазыванию" скоплений углеводородов.

2. ПРОДУКТИВНЫЕ ГОРИЗОНТЫ В ДРЕВНИХ ТОЛЩАХ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

Развитие нефтегазопоисковых работ на Сибирской платформе привело к ситуации, когда появилась целесообразность разработки буквенно-цифровой системы индексов ПГ. В 1983-1984 гг. на совещаниях в Новосибирске было рекомендовано продуктивным и возможно продуктивным горизонтам присвоить следующие буквенные индексы: в рифее - букву Р, в терригенных отложениях венда - букву В, в подсолевых карбонатных отложениях верхов венда - низов кембрия - букву Бив карбонатах кембрия -букву А. Внутри буквенных групп принята цифровая индексация ПГ по правилу "сверху-вниз" (например, в подсолевых отложениях Б-1 - осинский горизонт, Б-12 - Преображенский горизонт).

Описанная выше схема буквенно-цифровой индексации ПГ разработана для терригенных отложений вендского и карбонатов верхневендско-нижнекембрийского нефтегазоносных комплексов (НГК). Для кембрийского НГК цифровой схемы индексации ПГ не существовало. Ее первый вариант отработан нами на площадях бурения в ЮжноТунгусской НГО, где в пределах Бахтинского выступа выявлена приуроченность коллекторов к ряду стратиграфических уровней кембрийского разреза. Впоследствии эта буквенно-цифровая индексация была уточнена и доработана. В разрезе кембрия выделено шесть возможно продуктивных и продуктивных горизонтов: таначинско-дельтулинский А-1, сухотунгусский А-П, подсолевой А-Ш, кочумдекский А-1У, нижнетунгусский А-У и моктаконский А-У1.

Горизонт А-1 выделен в дельтулинской и таначинской свитах. Строение горизонта меняется по территории Бахтинского мегавыступа. Так, в зоне Таначи-Дельтулинских краевых рифов распространен массивный тип коллектора, севернее выделяются отдельные пласты коллекторов. Пласты А-1-1, -2, -3 и -4 находятся в таначинской свите, в дельтулинской свите выделены проницаемые пласты А-1-5, -6, -7 и -8. Наиболее распространенными и выдержанными являются пласты таначинской свиты и пласты А-1-5 и -6, приуроченные к кровле дельтулинской свиты (рис. 2).

Проницаемые пласты таначинской свиты часто смыкаются, их мощности изменяются от 8 до 30 м. Они разделены пластами глинистых карбонатов. Верхние проницаемые пласты сложены преимущественно темно-серыми и черными известняками водорослевыми, микрофитолитовыми, нижний пласт составлен доломитами массивными

Кочумдекский горизонт А-IV-!

Нижнетунгусскнй горизонт А-У

Осинский с 1 горизонт

ТПяПГ

А-Ш-1

10

А-1-1

Рис.2. Разрез кембрийских отложений Нижнетунгусской скв. 6 1 - известняки; 2 - доломиты; 3 - доломиты водорослевые; 4 - карбонаты глинистые; 5 - доломиты сульфатоносные; 6 - мергели; 7 - каменная соль; 8 - траппы; 9 - кавернозность; 10 - интервалы испытания; 11 - горизонты-коллекторы

оолитовыми, обломочными. Открытая пористость пород достигает 26,7 %, ее средние значения - 5-15 %\ проницаемость пород не превышает 27,6x10 '5 м2.

Пласты А-5 и -6, расположенные в кровле дельтулинской свиты, сложены доломитами светло-серыми, мелкозернистыми массивными, пористо-кавернозными. Мощность пластов изменяется от 20 до 60 м. Значения открытой пористости пластов достигают 28,7 %, газопроницаемости - до 107х1015 м2.

Пласт А-7 выделяется в средней части дельтулинской свиты. Сложен он доломитами светло-серыми, мелкозернистыми, пористыми, мелкокавернозными. Пористость составляет 13-17 %, газопроницаемость - 63х1015 м2. Мощность пласта 24-44 м.

Пласт А-8 расположен в приподошвенной части свиты, мощность его 50-64 м, сложен он доломитами серыми и темно-серыми мелкозернистыми и мелкокавернозными с прослоями и линзами белых сульфатов. Пористость пород изменяется от 4,5 до 13,5 %, газопроницаемость 6,7х10-'5 м2.

Возможно продуктивный горизонт А-П (сухотунгусский) приурочен к булайской свите. В горизонте выделены два пласта коллекторов. Пласт А-П-1 находится в кровле свиты, имеет ограниченное распространение. Основной пласт А-П-2 мощностью от 12 до 62 м сложен доломитами серыми, темно-серыми, коричневатыми с прослоями ангид-рито-доломитов и линзами сульфатов. В нижней части доломиты водорослевые. Пористость пород достигает 12,8%.

Следующий горизонт А-Ш (подсолевой) находится в верхней части бурусской свиты. Он сложен доломитами известковистыми и известняками преимущественно водорослевыми, серыми и светло-серыми тонкозернистыми, волнисто-слоистыми с прослоями глинистых известняков, желваками кремния, мелкими линзами сульфатов. В горизонте выделены два пласта: пласт А-Ш-1 мощностью от 20 до 50 м и пласт А-Ш-2 мощностью 34-44 м. Пористость пород достигает 8 %, газопроницаемость - до 6х I О15 м2.

В нижней части бурусской свиты находится возможно продуктивный горизонт А-1У (кочумдекский). Он сложен доломитами разнозернистыми серыми, темно-серыми и черными с прослоями сульфатов и известняков. Многочисленны остатки колониальных водорослей и микрофитолитов. Мощность горизонта изменяется от 34 до 128 м. Пористость пород изменяется от 2,6 до 7,2 %, проницаемость достигает 6,7x1015 м2.

Продуктивный горизонт А-У (нижнетунгусский) выделен в абакунской свите. Сложен он доломитами черными мелкозернистыми битуминозными, пористыми и кавернозными и известняками серыми, темно-серыми мелкозернистыми водорослевыми. В горизонте выделены два пласта: верхний, (мощность 12-30 м) находится в средней час-

ти свиты, нижний, более выдержанный (мощность 12-17 м) - в подошве свиты. Пористость пород достигает 25,7 %, проницаемость - 370х1015 м2.

Продуктивный горизонт А-У1 (моктаконский) приурочен к одноименной свите. Предполагается, что он является возрастным аналогом осинского ПГ. Горизонт сложен доломитами серыми, темно-серыми до черных, мелко- и среднезернистыми, часто водорослевыми, микрофитолитовыми, иногда кавернозными. Такой состав горизонта зафиксирован в пределах рифовых банок. Вне их моктаконская свита сложена чередованием доломитов и сульфатов. Пористость доломитов достигает 14,8 %, средние значения пористости - 3,6-7,5 %. Проницаемость их низкая, едва достигает ЗхЮ15 м2, но, судя по дебитам, здесь имеет место трещинная проницаемость пород.

В венд-нижнекембрийском нефтегазоносном комплексе в западной части Сибирской платформы выявлены продуктивные пласты в катангской и оскобинской свитах на Байкитской антеклизе. Они получили индексы Б-УП, Б-УШ и Б-1Х.

Пласт Б-УП находится в подошве катангской свиты. Он сложен песчаниками красноцветными мелко-среднезернистыми с прослоями гравелитов, алевролитов, с гнездами ангидрита и доломита. Пласт распространен полосой шириной от 5 до 15 км, вытянутой вдоль палеосклона в юго-восточном направлении. По краям полосы песчаники переходят в алевролиты. Мощность пласта песчаников не превышает 5 м, их пористость изменяется от 8 до 13 %, проницаемость - от 9 до 313х1015 м2.

Пласт Б-УШ находится в средней (терригенной) пачке оскобинской свиты. Он составлен песчаниками и алевролитами. Достаточно узкие, вытянутые песчаные тела ориентированы перпендикулярно к линии распространения и изопахитам средней пачки оскобинской свиты. Мощность пласта достигает 5 м, открытая пористость изменяется от 6 до.20 %, проницаемость достигает 475x10*15 м2.

Пласт Б-1Х приурочен к нижней пачке оскобинской свиты. Сложен доломитами темно-серыми, песчаниковидными с прослоями ангидрито-доломитов, доломитовых песчаников. Мощность пласта достигает 7 м, пористость изменяется от 2 до 12 %, проницаемость - от 2 до29х10"15 м2.

В вендском терригенном НГК западной части Сибирской платформы ПГ выявлены в Нижнем Приангарье на Имбинской и Агалеевской площадях. Здесь из верхней части терригенного венда получены промышленные притоки газа, но стратиграфическое положение ПГ остается неясным.

В рифейском НГК пока выявлен один ПГ, развитый под вендской покрышкой. Он объединяет зоны развития вторичных коллекторов в местах выходов разновозрасг-

ных рифейских толщ под вендские отложения. Основная причина формирования таких коллекторов - карстование рифейских карбонатов во время предвендского перерыва. Процесс карстования проходил по сети открытых трещин и межзерновым каналам, что привело к увеличению полостности трещин и возникновению кавернозности пород. Продуктивный горизонт охватывает разновозрастные карбонатные толщи рифея, поэтому предлагается выделять его под индексом Р-1. Суммарная емкость таких коллекторов около 2 %, проницаемость создана сетью открытых трещин, а мощность зависит от мощности карбонатных толщ, которая составляет 450-570 м.

3. ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

Понятие "Зона нефтегазонакопления" (ЗНГН) используется для оконтуривания территории с одинаковыми или близкими типами месторождений. Это позволяет более целенаправленно подходить к размещению нефгегазопоисковых работ. Каких-либо единых принципов выделения ЗНГН не существует /Трофимуки др., 1983/. Обычно учитываются нахождение залежей в НГК, в типах ловушек, структурные элементы и другие признаки, контролирующие размещение месторождений нефти и газа. Наборы этих признаков могут быть различными в каждой ЗНГН. В целом же зона нефтегазонакопления - это часть нефтегазоносной области, которая объединяет группу близких по строению месторождений, в одном или двух нефтегазоносных комплексах.

С таких позиций с определенной долей условности в западной части Сибирской платформы выделены пять ЗНГН, в которых открыты месторождения нефти и газа: Су-хотунгусско-Летнинская в Турухано-Норильской НГО, Таначи-Моктаконская в ЮжноТунгусской НГО, Юрубчено-Тохомская, Оморинская и Нижнеангарская в Байкитской НГО. Наиболее изучена бурением Юрубчено-Тохомская ЗНГН, наименее - Нижнеангарская ЗНГН.

3.1. Сухотунгусско-Летнинская ЗНГН

Зона находится в южной части Турухано-Норильской НГО, в юго-восточной части Курейско-Бакланихинского мегавала. Здесь открыто забалансовое Подкаменное месторождение газа, получены промышленные притоки нефти и газа на трех площадях -Сухотунгусской, Володинской и Нижнелегнинской. Скопления нефти и газа открыты в карбонатах верхней части платоновской свиты (венд-кембрий) и костинской свиты (нижний - средний кембрий). В структурном плане они приурочены к локальным струк-

турам, осложняющим Сухотунгусско-Летнинский вал. Это - приразломная структура,

так как с востока она ограничена Имангдино-Летнинской флексурой, на отдельных уча-

\

стках включающей дизъюнктивные нарушения типа взбросов.

Платоновская свита с размывом залегает на различных свитах рифея - нижнетунгусской, шорихинской, деревнинской. Она разделена на две подсвиты. Нижняя, мощностью до 90 м, сложена доломитами серыми глинистыми слоистыми, в основании подсвиты находится пласт песчанистых алевролитов, реже - песчаников. Верхняя подсвита, мощностью 110-150 м, сложена доломитами серыми, желтовато-серыми с прослоями глинистых доломитов.

Костинская свита сложена доломитами кремово-желтыми, массивными кавернозными. Мощность костинской свиты на севере зоны 1375 м, на юге - 1380-1490 м.

Сухотунгусско-Летнинский вал вытянут в меридиональном направлении на 150 км. Вал имеет амплитуду до 300 м, осложнен цепочкой локальных структур. На востоке вала погружение слоев по Имангдино-Летнинской флексуре достигает 1500-2000 м.

Сухотунгусская брахиантиклиналь находится в 90 км к юго-востоку от пос. Туру-ханск, она имеет размеры 11x4 км, амплитуду 130 м. По данным колонкового бурения, она осложнена двумя куполами - Дьявольским и Горным - амплитудой 30 и 90 м. Промышленный приток нефти до 10 м3/сут получен на Горном куполе при испытании в колонне верхней части платоновской свиты. Доломиты плотные, трещиноватые, их пористость не превышает 1-3 % и только в одном прослое достигает 12-15 %. Эффективная мощность - около 1 м, проницаемость обусловлена трещиноватостью доломитов. Резервуары костинской свиты насыщены рассолами, дебит которых составлял от 40 до 4500 м3/сут.

Подкаменная брахиантиклиналь находится в 12 км к югу от Сухотунгусской. По данным колонкового бурения, ее размеры - 19x4 км, амплитуда - 600 м. Промышленный приток газа получен в своде структуры из кровли костинской свиты (глубина 720 м) при опробовании в процессе бурения, дебит газа превышал 50 тыс. м3/сут. Из среднекостин-ской подсвиты получен приток воды с нефтью (нефти - 1,4 м3/сут). Пористость доломитов в среднем составляет 14-17 %.

Володинское поднятие находится в 25 км к северу от Сухотунгусского, его размеры приблизительно оценены от 3,5-7 км в ширину до 3,5-12 км в длину. Поднятие вытянуто в меридиональном направлении, его амплитуда - не менее 130 м. Приток газа'дебитом 9-13 тыс. м3/сут получен из верхней части платоновской свиты с глубины 1100 м. Открытая пористость доломитов очень низкая (1-3 %), проницаемость не определялась.

Нижнелетнинское поднятие расположено в 40 км к востоку от Туруханска в северной части Сухотунгусско-Летнинского вала. Складка вытянута в меридиональном направлении, ее размеры 2-3x12 км, амплитуда в широтном пересечении свыше 300 м. Брахиантиклиналь, по данным геологической съемки, осложнена двумя куполами. На северном куполе в верхней части платоновской свиты на отметке -1210 м выявлен газоносный пласт, дебит газа - 22,3 тыс. м3/сут. Мощность пласта, по данным ГИС, свыше 3 м. На южном куполе из этого пласта (отметка -1218 м) получен приток воды с нефтью, нефти - 0,14 м3/сут.

Нефти в Сухотунгусско-Летнинской зоне легкие (плотность 0,83), по составу наф-теново-метановые, малопарафинистые (до 1,9 %), сернистые (0,87 %), по составу близки нефтям из карбонатов венда на Непско-Ботуобинской НГО.

Состав газов из костинской свиты - азотно-метановый, из платоновской свиты -углекисло-азотно-метановый. Газ жирный (ТУ - 9-11 %), содержание азота достигает 614 %, углекислоты - до 6 %. Состав растворенных в рассолах газов более разнообразен: метановый, углекисло-метановый и азотно-метановый.

Сухотунгусско-Летнинская ЗНГН отнесена большинством геологов к малоперспективным территориям на обнаружение крупных или средних залежей нефти или газа. Данный вывод обосновывается результатами бурения: здесь дебиты нефти и газа небольшие, большинство притоков получено из плотных доломитов платоновской свиты, бурение проведено на шести структурах, но запасов нефти или газа не подготовлено. Высокоемкие пористо-кавернозные проницаемые пачки костинской свиты насыщены рассолами, но у этих коллекторов нет выдержанных покрышек, а региональная покрышка - летнинская свита - на севере зоны выходит на дневную поверхность. Перспективы имеются только по южной части ЗНГН, где кровля костинской свиты погружается на глубины свыше 1000 м. Но структурный план этой части ЗНГН не изучен.

3.2. Таначи-Моктаконская ЗНГН

Таначи-Моктаконская ЗНГН находится в центральной части Южно-Тунгусской НГО в бассейне рек Дельтула, Таначи, Сурингдакон - правых притоков Бахты. В тектоническом плане зона находится в южной части Сурингдаконского свода, расположенного в центральной части Бахтинского мегавыступа, который, в свою очередь, находится в юго-западной части Курейской синеклизы.

Основанием для выделения зоны послужило открытие Таначинского газоконден-сатного и Моктаконского газонефтяного месторождений. Нефтегазоносными являются

кембрийские отложения, которые образуют единый НГК. Территория зоны контролируется областью перехода сульфатно-галогенно-карбонатных пород нижнего-среднего кембрия в галогенно-карбонатные. Резервуары выявлены в моктаконской, абакунской, верхней пачке бурусской, булайской, дельтулинской и таначинской свитах. Региональными экранами являются ясенгская, сурингдаконская и летнинская свиты.

В Таначи-Моктаконской ЗНГН широко распространены интрузии долеритов. В кембрийском НГК они находятся в его верхней части - от таначинской до бурусской свиты. Почти повсеместно они внедрились в соленосную сурингдаконскую свиту. Но основное количество интрузий находится в верхней части осадочного чехла.

Анализ результатов бурения показал, что скважины, расположенные на возвышенностях, вскрыли опорные горизонты девона - среднего кембрия на более низких отметках, чем скважины, находящиеся на склонах и в долинах. Попарно сравнивая скважины, мы получили зависимости между разницами высот рельефа и абсолютных отметок стратиграфических горизонтов /Кринин, 1991/. Для опорных горизонтов подтверждены известные зависимости между их гипсометрией.

Анализ гипсометрии отдельных опорных горизонтов показал, что чем гипсометрически выше находится тот или иной горизонт, тем больше суммарная толщина интрузий, залегающих ниже его. Четкие связи гипсометрии опорных горизонтов и суммарных толщин интрузий выявлены для горизонтов девона, силура и кембрия. Установлено аналогичное влияние интрузий на морфологию рельефа. С увеличением их суммарной толщины в разрезе девона - среднего кембрия увеличивается и средняя высота рельефа. Все это позволило создать методику прогноза структурных планов опорных горизонтов нижнего кембрия в зонах с высокой насыщенностью интрузиями верхней части осадочного чехла/Кринин, 1991/.

Выявленные зависимости позволяют предполагать активное воздействие траппо-вого магматизма на формирование структуры осадочного чехла, особенно его верхней части. В результате внедрения интрузий образовались структурные элементы сложного блокового типа, контрастность которых постепенно увеличивается с уменьшением глубины их залегания. Распределение интрузий во многом определялось палеоструктурны-ми условиями региона. Наибольшие суммарные толщины интрузий приходятся на сводовые части палеоподнятий, вследствие чего последние по верхним горизонтам осадочного чехла становятся более выразительными. Вывод - в современном структурном плане структуры первого и второго порядков являются сквозными с тенденцией увеличения амплитуды и усложнения морфологии от подсолевых горизонтов к поверхности.

С использованием выявленных зависимостей построены структурные карты Та-начи-Моктаконской ЗНГН и ее обрамления. На картах наметились ранее неизвестные структурные элементы в осадочном чехле. Карты явились дополнительной основой для перспективного планирования нефтегазопоисковых работ.

Типы ловушек в Таначи-Моктаконской ЗНГН окончательно не установлены. По данным сейсморазведки, здесь распространены структурные ловушки. По результатам бурения установлены ловушки двух типов г рифовые и структурные, в том числе структуры облекания рифов. Рифы обоснованы геологическими построениями, а также наличием фауны трилобитов, характерной для рифовых систем Западной Якутии.

Рифогенные образования фиксируются на двух стратиграфических уровнях: та-начи-дельтулинском (амгинский-тойонский ярусы) и моктаконском (атдабанский и томмотский ярусы). Органогенные постройки таначи-дельтулинского уровня образуют систему краевых рифов, вытянутую в северо-западном направлении. Они обрамляют с юга карбонатную Костинскую платформу, существовавшую в тойонском и амгинском веках кембрия. К краевым рифам и прилегающим частям карбонатной платформы приурочены высокоемкие массивные резервуары. Они вскрыты во всех скважинах, пробуренных на Сурингдаконском своде.

Рифовые постройки моктаконского уровня составлены доломитами биогенной природы и выделяются в плане по увеличению в 1,5-2 раза мощностей моктаконской свиты. Такие участки имеют размеры до 15x20 км, они являются, видимо, рифовыми банками. На структурных планах по подошве моктаконской свиты на их месте фиксируется очень пологая моноклиналь, а по кровле свиты - поднятия амплитудой 60-85 м. В перекрывающих частях разреза над этими поднятиями находятся структуры облекания. Таким путем в абакунской подсвите возникли структурные пластовые ловушки.

В Таначи-Моктаконской ЗНГН открыты Таначинское и Моктаконское месторождения, получены промышленные притоки газа на Нижнетунгусской и Усть-Дельтулинской площадях.

Таначинское газоконденсатное месторождение находится на междуречье Дельту-лы и Таначи - правых притоков Вахты. Залежи открыты в таначинском ПГ (горизонт А-1), они находятся в ловушке структурного типа, разбитой на ряд блоков. Таначинское поднятие по кровле продуктивного горизонта (изогипса -1540 м) является брахиантик-линалью субширотного простирания размерами 15x24 км с приподнятым блоком, охватывающим его восточную и северную части. Блоковость, вероятно, обусловлена нижележащими интрузиями долеритов.

В таначинском ПГ коллекторами являются пористые известняки и доломиты та-начинской свиты амгинского яруса среднего кембрия. Продуктивны три пласта, разобщенные слабо глинистыми тонкозернистыми доломитами. Пористость коллекторов составляет в среднем 5-15 %, проницаемость - до 213х1015 м2. Общая мощность пластов составляет 28 м.

Дебиты газа из таначинского ПГ составили 60 тыс. м3/сут, положение газоводян-ного контакта, размеры и запасы залежи не установлены. Свободный газ содержит (%): метана - 43,3; ТУ - 9,6; углекислоты - 47,1; есть сероводород. Количество конденсата достигает 50 г/м3, плотность его 808-834 кг/м3, содержание серы - 4,5 %. Общий выход фракции до 200° изменяется от 42 до 74 %, ароматических УВ - до 30 %. Это в основном низшие ароматические УВ - бензол, толуол, ксилол. Они не характерны для нефгей и конденсатов других районов запада Сибирской платформы.

Продуктивные горизонты в низах кембрийского НГК на Таначинском месторождении вскрыты за контурами структуры. Косвенным признаком существования залежи в моктаконском ПГ (А-VI) на Таначинском месторождении является приток газонасыщенного рассола дебитом 150 м3/сут с пленкой нефти.

Моктаконское нефтегазоконденсатное месторождение находится в 15 км к востоку от Таначинского в междуречье Таначи и Сурингдакона, оно является многозалежным: притоки нефти и газа получены из таначинского (А-1), нижнетунгусского (А-У) и моктаконского (А-У1) продуктивных горизонтов.

В горизонте А-1 под региональной летнинской покрышкой открыта газоконден-сатная залежь структурно-литологического типа, осложненная дизъюнктивами. Коллекторами являются порово-кавернозные доломиты на вершине таначи-дельтулинской рифовой постройки. Пористость по керну достигает 23 %. Свободный дебит газа составил 330 тыс. м3/сут. Газ по составу близок к газам этого же горизонта Таначинского месторождения, а именно: он углекисло-метановый. Его состав (%): метан - 55,7; ТУ - 5,8; углекислота - 24,6; азот - 3,0. Сходство газов указывает на однонаправленность процессов, которые испытали залежи в течение геологического времени.

Ниже следующей региональной покрышки - соленосной сурингдаконской свиты -вскрыта газоконденсатная залежь в горизонте А-У, который состоит из двух пачек пористо-кавернозных доломитов, разделенных плотными известняками и сульфатными доломитами. Мощность слоев коллекторов достигает 17 м, а суммарная эффективная мощность коллекторов - 40 м. Открытая пористость по керну достигает 25,7 %, ее средние значения изменяются по скважинам от 10,8 до 18,6 %, проницаемость достигает

370х1015 м2. Свободный дебит газа при опробовании составил 1620 тыс. м3/сут, а конденсата -1200 м'/сут. В составе газа присутствуют (%): метан - 46-75, среднее 69; ТУ -1124; углекислота - 0,2-20; азот - 10-13; сероводород - 0,7. В конденсате (плотность 834 кг/м3) преобладают ароматические УВ (73 %), доля метановых - 21 %. Содержание серы достигает 2 %, большая часть ее находится в меркаптановых соединениях.

Нижележащая залежь в горизонте А-У1 - нефтяная. Коллекторами являются доломиты плотные, местами пористо-кавернозные, трещиноватые. Открытая пористость доломитов достигает 14,8 %, ее средние значения изменяются от 3,6 до 7,5 %. Проницаемость межзерновая не превышает 2,5х1015 м2, вероятно, в горизонте А-У1 распространены порово-трещинные коллекторы.

Дебит нефти при испытании составил 93 м3/сут. Нефть имеет плотность 830 кг/м3. Во фракции до 200° метановые УВ составляют 45,8; ароматические - 37,7 и нафтеновые -16,5 %, серы - 1,4-2,0 %. Фиксируется высокое содержание бензола и толуола. Растворенный газ очень жирный (ТУ-41 %). Высокое содержание низкомолекулярных ароматических УВ и высокая сернистость нефти являются, вероятно, результатом длительного температурного воздействия на нефть.

В Таначи-Моктаконской ЗНГН на двух площадях получены промышленные притоки газа. На Усть-Дельтулинской площади получены притоки газа при опробовании горизонтов А-У (161 тыс. м3/сут) и А-У1 (до 500 тыс. м3/сут). На Нижнетунгусской площади газ дебитом 216 тыс. м3/сут получен из горизонта А-П, состав его близок таковому в горизонте А-1 Таначинского месторождения (%): метан - 42-57; ТУ - I; углекислота -32-46; азот - 10-15.

Изучение составов свободного и водорастворенного газов в Таначи-Моктаконской ЗНГН показало, что сухие углекисло-метановые газы характерны для верхней части кембрийского НГК, а жирные метановые - для его нижней части. Такое изменение состава газов является следствием влияния интрузий на углеводороды и вмещающие карбонаты. Образовавшиеся в результате температурной деструкции сероводород и углекислота сохранились в составе газов внутритраппового горизонта А-1. Об этом свидетельствует и возраст газов, определенный по величине гелий-аргонового соотношения: от 183 до 204 млн лет, что соответствует среднему и верхнему триасу.

Анализ геолого-геохимических материалов по Таначи-Моктаконской ЗНГН свидетельствует о больших масштабах миграции флюидов, прошедшей в осадочном чехле в эпоху внедрения траппов. При этом частично разрушились и переформировались ранее существовавшие залежи. В результате сохранились небольшие залежи углеводородов,

что позволяет относить Таначи-Моктаконскую ЗНГН к разряду малоперспективных для поиска крупных залежей нефти и газа. Ценность этой зоны - в уникальном составе углеводородов, которые могут быть индивидуальным сырьем для получения органохи-мических соединений.

В целом для Южно-Тунгусской НГО необходим прогноз новых зон нефтегазона-копления. Очевидно, что более перспективны те территории, где низка насыщенность осадочного чехла интрузиями долеритов.

3.3. Юрубчено-Тохомская ЗНГН

Юрубчено-Тохомская ЗНГН находится в центральной части Байкитской НГО, в 135 км к югу от пос. Байкит на правобережье Подкаменной Тунгуски в нижних частях бассейнов Тохомо и Камо. Зона занимает северо-западную часть Камовского свода на Байкитской антеклизе. В пределах ЮТЗ главные залежи нефти и газа открыты в рифей-ском НГК в горизонте Р-1 (разновозрастные части карбонатных рифейских толщ, залегающие под вендским экраном) на Юрубченском, Устькуюмбинском, Среднекуюмбин-ском месторождениях, Терском и Мадринском продуктивных блоках. Тип коллектора -каверново-трещинный. Кавернозность и трещиноватость возникли во время длительного предвендского перерыва в осадконакоплении. Внутри рифейских толщ выявлена.од-на залежь нефти. Небольшие залежи открыты в оскобинской свите венда, но они, видимо, имеют гидродинамическую связь с рифейскими залежами.

Разрез осадочного чехла ЮТЗ составлен двумя структурными ярусами - рифей-ским и венд-палеозойским. Отложения рифея, мощностью свыше 3 км, смяты в складки, в основном в пологие, а венд-палеозойские отложения субгоризонтальны и залегают на различных горизонтах рифея или на кристаллическом фундаменте. В результате под просто построенными венд-палеозойскими отложениями находятся дислоцированные, разбитые на блоки образования рифея.

Структурный план рифейских толщ имеет небольшое значение в оконтуривании ЮТЗ. Основную роль имеет структурный план подошвы венда, он определяет как контур ЮТЗ, так и этаж нефтегазоносности. По подошве венда здесь находится Юрубчен-ское куполовидное поднятие амплитудой около 60 м, ограниченное с юго-востока разрывом. Контуры месторождений в ЮТЗ контролируются тектоникой рифейского структурного яруса. Они ограничены или пликативными выходами глинисто-карбонатных толщ под вендский флюидоупор или крупноамплитудными дизъюнктива-ми в рифейском структурном ярусе.

Юрубченское нефтегазоконденсатное месторождение (площадь около 7500 км2) находится в юго-западной части ЮТЗ. Оно приурочено к выходам юрубченской толщи рифея (резервуар) под отложения оскобинской и катангской свит венда (покрышка). Зоны выходов мадринской толщи рифея исключены из контуров месторождения, так как в них отсутствуют коллекторы, что подтверждено испытаниями скважин - притоков нефти или газа не получено. На западе и юге месторождение ограничено погружением подошвы венда, на севере - блоками выходов фундамента или непроницаемых толщ низов рифейского разреза, на востоке и юго-востоке - крупноамплитудными дизъюнкти-. вами, за которыми находятся Терский и Мадринский продуктивные блоки.

Юрубченское месторождение является однозалежным, стратиграфически экранированным, с дизъюнктивными и литологическими боковыми экранами. Залежь массивная, газоконденсатно-нефтяная, водоплавающая. Высота залежи -140 м, в том числе нефти - 50 м, газа - до 90 м. Дебиты газа достигали 218 тыс. м3/сут (на шайбе 12 мм), нефти - 216 м3/сут (на штуцере 8 мм).

Коллекторские характеристики рифейского резервуара нестандартны. Общая эффективная емкость пород составляет около 2 %. Емкость образована в основном ще-левидными расширениями трещин, возникшими при карстовании доломитов. Но в отдельных прослоях есть межзерновая пористость, а также кавернозность.

Судя по резким изменениям дебитов скважин, на месторождении есть узкие зоны с повышенной проницаемостью пород, которым соответствуют зоны сгущения трещин. Последние, в свою очередь, корреспондируются с дизъюнктивами в рифейсхом карбонатном массиве, поэтому нужно прогнозировать такие разрывы. Нами предложена методика выявления разрывных нарушений в верхней части рифейских толщ /Кринин, 1990/, основными признаками которой являются: 1 - гипсометрическое положение свит, вмещающих интрузии долеритов; 2 - положение интрузий относительно подошвы или кровли этих свит; 3 - соотношения мощности вендских отложений (ванаварская и оско-бинская свиты) и современного структурного плана.

Направленность изменения мощностей вендских свит и ее соответствие современному структурному плану является основополагающим для принятия тезиса об унаследованности в развитии данного участка на протяжении всего периода формирования структурного плана.

Выявленная направленность геологических процессов обычно определяет местоположение интрузий от границ свит. Если местоположение интрузий не подчиняется направленности геологических процессов, это явление можно рассматривать как воз-

никшее после формирования структурного плана, оно могло произойти в эпоху внедрения интрузий или в более позднее время. Таким путем были спрогнозированы разрывные нарушения, обусловленные многоэтапностью геологического развития (рис.3).

Дополнительные признаки выделения разрывов выявляются в процессе анализа гипсометрии опорных границ в карбонатно-соленосной части разреза нижнего кембрия и распределения интрузий, залегающих в них. Разнообразие гипсометрического положения интрузий, "удаление" ими из разрезов разных по мощности пачек вмещающих пород, большой разброс значений их мощности - все это свидетельствует о широком распространении секущих интрузий, что тесно связано с тектоническими разрывами осадочного чехла.

Выполненные по данной методике работы позволили отразить блоковое строение Юрубченского месторождения на структурных построениях по поверхности рифея. Простирание наиболее протяженных разломов преимущественно субширотное, углы падения сместителей составляют 70-90°, амплитуды смещения пород достигают 40-50 м. Внутри блоков выделены разломы, по которым не происходило значительных перемещений пород.

Таким образом, дизъюнктивные нарушения сыграли решающую роль в формировании современной геометрии Юрубченского месторождения. Они различаются по времени и интенсивности проявления, по глубинности заложения и морфологии. Несомненно, разрывные нарушения предопределили строение внутренней структуры самого рифейского массива пород, вмещающих основную залежь углеводородов.

Нефти Юрубченского месторождения имеют плотность 822-828 кг/м3, они метановые, малосернистые (0,18-0,37), малосмолистые (2,43-6,50), парафинистые (1,63-4,37). Газовый фактор - 270 м3/м3. Конденсаты легкие, почти бессернистые. До 200° выкипает 71 -84 % конденсата.

Свободный газ по составу изменяется от метанового до азотно-метанового и во-дородно-метанового и содержит (%): метана - 69-97, среднее 81; ТУ - до 15, среднее 10; азота - до 22, среднее 9.

Терский продуктивный блок находится к юго-востоку от Юрубченского месторождения и отделен от него и от Мадринского блока внутририфейскими дизъюнктива-ми, которые Гидродинамически разобщили Терский блок. Площадь Терского блока -

Рис. 3. Фрагмент геологического профиля Юрубченского месторождения 1 - зона древнего разлома, 2 - разлом более поздпего заложения, 3 - интрузии

2500 км2. В его пределах блока пробурено несколько скважин, открывших в верхах ри-фея газоконденсатнонефтяную залежь с меньшей толщиной нефтяной подушки по сравнению с Юрубченской. Под оскобинской свитой венда здесь установлены резервуары в юрубченской, куюмбинской и юктэнской толщах рифея. Залежь Терского блока массивная, водоплавающая, с малоемкими коллекторами каверново-трещинного типа, ограниченная на северо-западе и юге дизъюнктивами, на западе - погружением поверхности рифея, на юго-востоке - непроницаемыми породами рифея. Восточное окончание блока не установлено.

Мадринский продуктивный блок площадью 1200 км2 содержит залежь газа в верхах юктэнской и ирэмэкэнской толщ под вендской покрышкой и залежь нефти внутри рифейских пород. Мадринский блок отграничен амплитудными дизъюнктивами от Терского и Куюмбинского. По сути, он является грабеном, в котором под отложения венда выходят наиболее молодые толщи венда. Состав газа на Мадринском блоке тот же, что и на Юрубченском месторождении (%): метана - 84, ТУ - 10, азота - 6.

Среднекуюмбинское (250 км-2-) и Устькуюмбинское (380 км2) месторождения находятся в восточной части ЮТЗ в бортах долины Подкаменной Тунгуски. Они приурочены к рифейским брахиантиклиналям, вытянутым в северо-восточном направлении. По вендскому структурному плану они находятся на востоке Юрубченского поднятия.

Залежи этих месторождений газоконденсатно-нефтяные, массивные, сводовые, стратиграфически экранированные. Нефтегазоносны доломиты куюмбинской толщи в зонах ее выходов под катангскую свиту венда. Боковыми экранами являются глинистые доломиты долгоктинской толщи, реже - амплитудные дизъюнктивы. Емкость каверно-во-трещинного коллектора оценивается здесь выше - до 6,5 %. Высота залежи достигает 250 м, она определена по нижним интервалам притоков нефти.

Нефти месторождений имеют плотность 807-844 кг/м3. По составу они метановые, парафинистые (1,7-3,0), подобны нефтям Юрубченского месторождения. Газы месторождений содержат (%): метана - 72-91, среднее 78; ТУ -1-20, среднее 12; азота - 3-25, среднее 10; плотность конденсата 764 кг/м3, содержание серы повышенное, выход фракции до 200° составляет 79 %.

Юрубчено-Тохомская ЗНГН - единственная, где нефтегазоносен рифейский НГК. Перспективы открытия новых ЗНГН в этом комплексе следует обосновывать на геологической модели ЮТЗ. В последней главным фактором формирования ловушек нефти и газа является сочетание вторичных коллекторов в карбонатных толщах рифея и покрышек в перекрывающих свитах венда. Следующим фактором является наличие в ри-

фейском разрезе боковых экранов - глинисто-доломитовых толщ и амплитудных дизъ-

Ю11КТИВОВ.

3.4. Оморинская ЗНГН

Оморинская ЗНГН находится в центральной части Байкитской НГО на юго-западном склоне Камовского свода. Географически это - верхняя часть бассейна Тохо-мо. К востоку от нее расположена Юрубчено-Тохомская ЗНГН. В Оморинской зоне открыто одно месторождение с литологическими залежами газа в катангской и оскобин-ской свитах венда. В ЮТЗ на Юрубченском месторождении также выявлены небольшие литологические залежи в оскобинской свите. Все это и позволило выделить Оморин-скую ЗНГН с ловушками литологического типа в вендском НГК, который составляют ванаварская, оскобинская и катангская свиты. Терригенность разреза возрастает к Енисейскому кряжу.

На Оморинском месторождении газоносны два пласта - Б-ПУ в подошве катангской свиты и Б-ШУ в средней части оскобинской свиты. В соседней ЮТЗ продуктивны пласты Б-ШУ и Б-1Х, последний находится в нижней пачке оскобинской свиты.

Пласт Б-IX сложен доломитами и песчаниками. Доломиты песчаниковидные, кавернозные; песчаники кварцевые, разнозернистые с доломитовым цементом. Кавернозные прослои доломитов имеют сотовидный облик. Коллекторы кавернового, тре-щинно-порового типов. Эффективная толщина изменяется от 2,3 до 7,0 м. Средние значения открытой пористости доломитов - до 4,7 %, суммарная емкость пор и каверн достигает 12 %, пористость песчаников - 20 %.

Пласт Б-ШУ сложен песчаниками и алевролитами, образующими узкие вытянутые тела перпендикулярно к изопахитам оскобинской свиты. Мощность пласта не превышает 6 м (обычно 2-4 м). Открытая пористость низкая, не более 11 %.

Пласт Б-ПУ в катангской свите сложен песчаниками мощностью 2-5 м. Открытая пористость пород изменяется от 8 до 13 %. Пласт шириной от 5 до 15 км прослежен на расстояние 30 км вдоль изопахит нижней пачки катангской свиты. С этим пластом связана основная залежь Оморинского месторождения. Дебит газа достигал 470 тыс. м5/сут, дебит конденсата - 51 м3/сут.

Газы Оморинского месторождения содержат (%): метана - 75-89, среднее - 79; ТУ- 11-16,среднее 13; азота-до 13,среднее8.

Перспективы Оморинской ЗНГН па поиски крупных залежей нефти и газа связаны с участками выклинивания песчаниковых тел. Но пока работы по прогнозу песчаниковых тел не проведены, а по лицензированию - не начаты.

3.5. Нижнеангарская ЗНГН

Нижнеангарская ЗНГН находится на юге Байкитской НГО и охватывает правобережье Ангары на участке устье Ковы - устье Иркинеевой. Это - Ангарская зона складок, которую в последних тектонических схемах начали относить к Байкитской антек-лизе. Здесь открыто Агалеевское газовое месторождение и получены промышленные притоки газа на Имбинской площади. Газоносны вендский и верхневендско-нижнекембрийский НГК. Эти результаты позволяют выделить Ангарскую зону складок в самостоятельную зону нефтегазонакопления.

Ангарская зона складок включает ряд высокоамплитудных (несколько сотен метров) антиклиналей, мысов и куполов, вытянутых узкой зоной по правобережью Ангары. Все структуры картируются на поверхности по выходам карбонатов нижнего кембрия в поле развития терригенно-карбонатных пород среднего, верхнего кембрия и ордовика. Структуры осложнены дизъюнктивами различной ориентировки.

Разрез Нижнеангарской ЗНГН составлен отложениями рифея, венда и палеозоя. Рифейские отложения обнажены на Иркинеевском выступе и вскрыты скважинами на Имбинской площади. Вышележащие терригенные отложения венда имеют мощность до 550 м. Они включают возрастные аналоги ванаварской и оскобинской свит центральных районов Байкитской антеклизы. Вышележащие карбонатные свиты венда - катанг-ская и собинская - содержат ряд пачек каменной соли.

Агалеевское месторождение газа открыто в антиклинальной складке, центральная часть которой приходится на устье Чадобца. Складка имеет размеры 5-7x60 км, амплитуду свыше 300 м, вытянута в субширотном направлении. По северному крылу складки проходит крупный разрыв, по которому северное крыло опущено на 900 м. На месторождении пробурены две скважины, в обеих получены притоки газа. Газоносный пласт в скв. 1 находится в 220-250 м ниже кровли терригенного венда. Дебиты составили 40-70 тыс. м3/сут. Вторая скважина дала открытый фонтан газа после вскрытия 30 м верхов терригенного венда. Притоки газа получены из пластов песчаников. Пористость их низкая, достигает 7,4 %.

Имбинская площадь находится на правом берегу Ангары в 15 км восточнее пос. Богучаны. Здесь расположен структурный мыс, погружающийся в восточном направле-

нии от Иркинеевского выступа. Структурный мыс осложнен Имбинским локальным поднятием размерами 5x15 км, амплитудой 250 м. Поднятие ограничено разрывами субширотного и северо-восточного направлений. На Имбинской площади газ получен в двух скважинах из карбонатов собинской свиты верхнего венда (34 тыс. м3/сут) и из тер-ригенного венда (слабый приток). Последний уровень коррелируется с верхним продуктивным горизонтом Агалеевского месторождения.

Нижнеангарская ЗНГН включает еще несколько крупных поднятий. Сочетание высокоамплитудных крупных структур, пластов коллекторов в терригашом и карбонатном венде, солей в разрезе верхнего венда позволяет очень высоко оценивать перспективы Нижнеангарской ЗНГН на открытие крупнейших и уникальных месторождений газа в вендском и верхневендско- нижнекембрийском НГК.

4. НАПРАВЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТ

Западная часть Сибирской платформы изучена неравномерно. В соответствии с изученностью выбраны и направления геологоразведочных работ на нефть и газ. Рассмотрим их раздельно по нефтегазоносным областям.

Северо-Тунгусская НГО. В области пробурено восемь параметрических скважин. По результатам работ дана очень высокая оценка потенциальных ресурсов углеводородов, основная часть которых предполагается в кембрийском НГК. Можно утверждать, что в Северо-Тунгусскую НГО продолжаются системы кембрийских рифов и карбонатных платформ, выявленные в Западной Якутии. Поэтому для Северо-Тунгусской НГО основным направлением являются региональные работы по выявлению карбонатных платформ и систем рифов. По нашему прогнозу распространения солей и данным сейсморазведки, зоны возможного распространения рифов находятся в сложных физико-географических обстановках горного рельефа, что резко осложняет проведение работ. Перспективы их постановки в современных экономических условиях нереальны.

Турухано-Норильская НГО. В этой области по результатам бурения ресурсы углеводородов оценены как средние, они сосредоточены в верхневендско-нижнекембрийском и кембрийском НГК на юге области. Но в разрезе верхневендско-нижнекембрийского НГК нет выдержанных резервуаров, а высокоемкие резервуары кембрийского НГК часто раскрыты на дневную поверхность.

Предположение о погружении кембрийского НГК на большие глубины на юге области, принятое при подсчете ресурсов, не подтвердилось: колонковая скважина на

крайнем юге области вскрыла под мезозойскими породами карбонаты низов кембрия (Имбакская площадь). Мелкие залежи нефти и газа Сухотунгусско-Летнинской ЗНГН не имеют потребителей. Все изложенное позволяет сделать вывод, что не следует возобновлять нефтегазопоисковые работы в Турухано-Норильской НГО.

Южно-Тунгусская НГО. В области выполнен значительный объем нефтегазопо-исковых работ, особенно в ее центральной части, перспективы нефтегазоносности оценены очень высоко, ресурсы углеводородов сосредоточены в кембрийском и верхне-вендско-нижнекембрийском НГК.

В Таначи-Моктаконской ЗНГН установлена нефтегазоносность рифовых построек и структур облекания рифов в кембрийском НГК. Но выявленные залежи мелкие, коэффициент заполнения ловушек небольшой. В целом данная зона малоперспективна на обнаружение крупных или средних месторождений нефти и газа.

В Южно-Тунгуской НГО предлагается проводить региональные работы по выявлению участков, где сочетаются благоприятные критерии нефтегазоносности, т.е. распространение рифов в отложениях кембрия, низкая насыщенность разреза интрузиями долерита, особенно в разрезе кембрия, нахождение рифов на крупных и средних положительных структурах. Такие участки можно передавать на лицензирование. Предполагается сосредоточить региональные работы на западе области, находящейся недалеко от основной транспортной артерии - р.Енисей.

Байкитская НГО. В области выявлены три ЗНГН с залежами в рифейском, вендском и верхневендско-нижнекембрийском НГК. Ресурсы углеводородов этих зон и области в целом очень значительны. В Байкитской НГО выданы лицензии на ряд участков Юрубчено-Тохомской и Нижнеангарской ЗНГН.

Региональные работы предлагается проводить в северо-восточной части области, где бурения не было, но сейсморазведкой выявлен ряд замкнутых и полузамкнутых крупных положительных структур. Здесь нужно изучить геологическое строение разреза вендских и рифейских карбонатных отложений, оценить возможности распространения емких резервуаров.

Планируются также работы с целью выявления новых ЗНГН и лицензирования новых участков в уже известных ЗНГН. Так, в ЮТЗ новые перспективные участки в рифейском НГК выделены в северной части и по ее восточной окраине, в Нижнеангарской зоне - в ее восточной части, где перспективен терригенный венд.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Принятые стратиграфические схемы отражают состояние изученности древних толщ запада Сибирской платформы. По отложениям кембрия они отражают четыре типа разрезов - карбонатно-соленосного, карбонатного рифогенного, глинисто-карбонатно-соленосного узких некомпенсированных прогибов и глинисто-карбонатного обширных некомпенсированных впадин. По отложениям рифея стратиграфическая схема выработана только для Юрубчено-Тохомской зоны в Байкитской НГО. Сопоставление ее со схемой Енисейского кряжа остается в достаточной мере проблематичным.

2. Индексация продуктивных горизонтов проведена в соответствии с правилами, принятыми на совещании в Новосибирске: ПГ кембрийского НГК присвоен индекс "А", верхневендско-нижнекембрийского - "Б", вендского - "В" и рифейского - "Р". В кембрийском НГК выделено пять продуктивных горизонтов, представленных поровыми и кавернозными карбонатами. Покрышками являются мергельные и соленосные толщи.

3. Охарактеризовано геологическое строение, нефтегазоносность и перспективность пяти установленных зон нефтегазонакопления в Турухано-Норильской, ЮжноТунгусской и Байкитской НГО. Наиболее перспективны Юрубчено-Тохомская и Нижнеангарская ЗНГН в Байкитской НГО. В Юрубчено-Тохомской ЗНГН основным НГК является рифейский, а в Нижнеангарской - вендский и верхневендско-нижнекембрийский.

4. Разработанная методика прогноза структурных планов древних толщ в ЮжноТунгусской НГО для зон с высокой насыщенностью интрузиями позволяет по первым скважинам уточнять положение структуры на местности благодаря взаимосвязям между толщиной вышележащих интрузий и отметками рельефа. Таким путем была уточнена структурная карта центральных районов Южно-Тунгусской НГО по продуктивным горизонтам кембрия.

5. Прогноз местоположения разрывных нарушений в рифейском НГК Юрубчено-Тохомской зоны позволяет наметить полосы с повышенной трещинной проницаемостью в каверново-трещинном резервуаре. Этим методом выявляются разрывные нарушения, возникшие после внедрения интрузий долерита на рубеже перми-триаса. Зоны повышенной трещиноватости более раннего заложения данным методом не выявляются. Выявленные зоны разрывных нарушений характеризуются более высокими дебита-ми нефти и газа из карбонатных толщ рифея.

6. Даны заключения о перспективности или бесперспективности ряда территорий для проведения геологоразведочных работ на нефть и газ по нефтегазоносным областям запада Сибирской платформы. Предложено концентрировать работы в Юрубчено-Тохомской и Нижнеангарской зонах нефтегазонакопления.

Список работ по теме диссертации

Битнер А.К., Качасов Г.И., Кринин В.А. Результаты опробования гидробиохимического метода в западной части Тунгусского бассейна //Гидрогеология нефтегазоносных областей Сибирской платформы. - Новосибирск, 1982. - С. 60-69.

Мельников Н.В., Килина Л.И., Кудрина Т.Р., Назимков Г.Д. (СНИИГГиМС), Кузнецов Л.Л., Азарнов А.Н., Кринин ВА. (ПГО "Енисейнефтегазгеология"). Венд и нижний кембрий Бахтинского мегавысгупа //Региональная стратиграфия нефтегазоносных провинций Сибири. - Новосибирск, 1985, - С. 3-14.

Битнер А.К., Жуковин Ю.А., Кринин В.А. Гидрогеологические условия и критерии поиска зон нефтегазонакопления на западе Сибирской платформы //Геология и нефтегазоносность перспективных земель Красноярского края. - Тюмень, 1987. -СТ. 28-37.

Кринин В.А., Азарнов А.Н., Распутин С.Н. Способ структурных построений по перспективный горизонтам нижнего кембрия, в условиях насыщенности разреза траппами //Геология и нефтегазоносность перспективных земель Красноярского края. - Тюмень, 1987. - С. 18-27.

Бакин В.Е., Воробьев В.Н., Конторович А.Э., Кринин В.А., Мандельбаум М.М., Перо» С.С., Рыбмхов Б.Л., Накаряков В.Д., Кузнецов ЛЛ. Пути оптимизации и методика разведки месторождений нефти и газа Сибирской платформы. - Новосибирск, 1988. -С. 5-13.

Килина Л.И., Кащенко С.А., Кринин В.А. Критерии литояогического контроля залежей нефти и газе в кембрийских областях на Сурингдаконском своде //Геология и методика разведки месторождений нефти и газа Сибирской платформы. - Новосибирск, 1988. - С. 88-94.

Кокгорсвич A.A., Конторович А.Э., Кринин В.А., Кузнецов Л.Л., Накаряков В.Д., Сибгатуллин В.Г., Сурков B.C., Трофимук A.A. Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления //Геология и геофизика, 1988, № 11. • С. 45-55.

Касаткин В.Е., Кринин В.А., Конторович A.A., Кузнецов Л.Л., ПустылЬников A.M. Особенности методики поисково-разведочных работ на рифейские залежи нефти и газа Байкитской антеклизы //Геология и методика разведки месторождений нефти и газа Сибирской платформы. - Новосибирск, 1989. - С. 51-56.

Мельников Н.В., Егорова Л.И., Килина Л.И., Кудрина Т.Р., Кринин В.А., Распутин С.Н. Стратиграфия кембрия Бахтинского мегавыступа //Геология и геофизика, 1989, №3.-С. 9-21.

Кринин В.А., Кащенко С.А., Распутин С.Н. Геологическое строение и нефтегазо-носность юго-западной части Бахтинского мегавыступа //Геология и геофизика, 1989, № 11.-С.90-95.

Битнер А.К., Кринин В.А., Распутин С.Н. Комплексное изучение залежей нефти и газа в древних коллекторах Бахтинского мегавыступа //Поиски и разведка залежей нефти и газа в древних продуктивных коллекторах. - Тюмень, 1990. - С. 13-34.

Кащенко С.А., Кринин В.А., Распутин С.Н., Филипцов Ю.А. Условия формирования залежей углеводородов в кембрийских отложениях западной части Сибирской платформы //Поиски и разведка залежей нефти и газа в древних продуктивных коллекторах. - Тюмень, 1990. - С. 22-34.

Кащенко С.А., Кринин В.А., Распутин С.Н. Геохимические особенности природных газов в кембрийских отложениях Байкитского мегавыступа //Поиски и разведка залежей нефти и газа в древних продуктивных коллекторах. - Тюмень, 1990. - С. 42-50.

Кринин В.А. Прогноз геологического разреза и перспективы нефтегазоносносги северо-западной части Сибирской платформы //Поиски и разведка залежей нефти и газа в древних продуктивных коллекторах. - Тюмень, 1990. - С. 6-12.

Битнер А.К., Кринин В.А., Кузнецов ЛЛ., Назимков Г.Д., Накаряков В.Д., Не-шумаев В.А., Приваторов С.Б., Распутин С.Н., Скрылев С.А. Нефтегазоносность древних продуктивных толщ запада Сибирской платформы. - Красноярск: Енисейнефтегаз-геология, КФ СНИИГГиМСа, 1990. -114 с.

Кринин В.А. Разрывные нарушения Юрубченского газонефтяного месторождения //Поиски и разведка залежей нефти и газа в древних продуктивных коллекторах. - Тюмень, 1990. - С. 68-72.

Битнер А.К., Кринин В.А., Распутин С.Н. Геологические и геохимические особенности формирования Таначи-Моктаконской зоны нефтегазонакопления //Геология и геофизика, 1991, № 2. - С. 89-93.

Илюхин Л.Н., Кузнецов В.Г., Постникова О.В., Бутырин М.Н., Кринин ВА. Строение и перспективы нефтегазоносности осинского горизонта Камовского свода //Геология нефти и газа, 1991, № 5. - С, 5-8.

Брылкик Ю.А., Кринин В.А., Скрылев С.А. Прогнозирование зон трещиновато-сти карбонатных отложений рифея Юрубчено:Тохомской зоны по данным ГИС //Геология нефти и газа, 1991, № 9. - С. 22-27.

Краевский Б.Г., Пустыльников A.M., Кринин В.А., Краевская М.К., Леднева Е.А. Новые данные по стратиграфии рифейских отложений Байхитской антеклизы //Геология и геофизика, 1991, № 6. - С. 103-110.

Кринин В.А., Ларичев А.И., Патрикеева Т.В., Соловьева H.H. Закономерности изменения состава нефтей и газов в рифейских и вендских резервуарах Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления //Геохимия нефтегазоносных отложений Сибири. - Новосибирск, 1991. - С. 138-150.

Кринин В.А. Особенности взаимосвязи рельефа и структуры осадочного чехла в районах палеовулканизма западной части Сибирской платформы //Палеовулканизм Алтае-Саянской складчатой области и Сибирской платформы. - Новосибирск, 1991. -С. 83-87.

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

Кринин В.А., Ларичев А.И., Соболев П.Н., Васильева Э.Г., Соловьева Н.С. Распределение органического вещества в рифейских нефтегазопроизводящих площадях Байкитскон и Катангской нефтегазоносных областей //Геология и проблемы поисков новых крупных месторождений нефти и газа в Сибири. - Новосибирск,1996. - С. 136.

Кринин В.А., Донцов В.В. Оценка катагенеза и прогноз фазового состояния углеводородов докембрийских отложений на юге Сибирской платформы на территории Красноярского края //Геологическое строение и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья - Красноярск, 1996, - С. 26-28.

Кринин В.А., Гутина О.В. Природа и некоторые особенности строения коллекторов рифейских отложений Юрубченского месторождения //Геологическое строение и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья. -Красноярск, 1996. - С. 48-49.

Кринин В.А., Линд Э.И., Гутина О.В. Ориентировка макротрещиноватости рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения //Геологическое строение и

- перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья. -Красноярск, 1996. - С. 70-71.

Кринин В.А. Некоторые аспекты стратегии и тектоники перспектив освоения нефтегазовых месторождений на территории Нижнего Приангарья //Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья: Сб. докл. Всерос. конф. - Красноярск, 1997. - С. 5-10. ! Кринин В.А., Гутина О.В. Природа и некоторые особенности строения коллекто-

ров рифейских отложений Юрубченского месторождения //Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья: Сб. докл. Всерос. конф. - Красноярск, 1997. - С. 153-167.

Кринин В.А., Линд Э.И., Гутина О.В. Ориентировка макротрещиноватости рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения //Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья: Сб. докл. Всерос. конф. - Красноярск, 1997. - С. 168-174.

Подписано в печать 09.04.1997 г. Формат бумага 60*90/16 Печ. л. 2,1. уч.изд. 2,2. Тираж 100 экз. Заказ 1463 Бесплатно. Новосибирск, Красный проспект, 67. Ротапринт, СНИИГГиМС