Закономерности строения и сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности отложений базальных комплексов осадочного чехла Восточно-Европейской и Сибирской платформ

Жарков, Александр Михайлович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Закономерности строения и сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности отложений базальных комплексов осадочного чехла Восточно-Европейской и Сибирской платформ
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Закономерности строения и сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности отложений базальных комплексов осадочного чехла Восточно-Европейской и Сибирской платформ"

На правах рукописи

Жарков Александр Михайлович

ЗАКОНОМЕРНОСТИ СТРОЕНИЯ И СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА

ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ БАЗАЛЬНЫХ КОМПЛЕКСОВ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ВОСТОЧНОЕВРОПЕЙСКОЙ И СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМ

Специальность 25.00.12 - «Геология поиски и разведка горючих ископаемых»

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Санкт-Петербург 2005

Работа выполнена во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ)

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор В.П. Якуцени,

доктор геолого-минералогических наук

В.И. Савченко,

доктор геолого-минералогических наук, профессор А.А. Плотников.

Ведущее предприятие - Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики (НВ НИИГГ).

Защита диссертации состоится 1 июля 2005 г. в 14 часов на заседании Диссертационного Совета Д.216.008.01 при Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу 191104, г. Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ.

Автореферат разослан 31 мая 2005 г.

Ученый Секретарь

Диссертационного Совета

А.К. Дертев

4Ш

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Большую часть территории России составляют древние платформы: Восточно-Европейская и Сибирская. К числу наиболее крупных нерешённых проблем в изучении этих объектов можно отнести:

- обоснование направлений поисков нефтяных и газовых залежей в центральных и северных областях Восточно-Европейской платформы, где наиболее перспективными считаются верхнепротерозойские отложения;

- прогноз нефтегазоносное™ древних (верхнепротерозойских) толщ осадочного чехла Сибирской платформы и обоснование выбора районов для постановки геолого-поисковых работ с цепью прироста запасов УВ.

Общность объектов исследований и различная степень геологической изученности названных территорий позволяют считать, что наиболее целесообразно поставленные вопросы рассмотреть на основе сравнительного анализа истории геологического развития и нефтегазоносности древних отложений платформ.

Актуальность работы заключается в изучении нефтегазоносности древних толщ осадочного чехла и выявлении новых подходов к поискам скоплений УВ в этих отложениях.

Цель работы. Изучение условий формирования, нефтегазоносности, литологических особенностей формирования резервуаров и толщ, формирующих базальные мегакомплексы древних платформ. Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений Сибирской платформы, центральных и северных областей Русской плиты с целью прогнозирования зон нефтегазонакопления (ЗНГН) и локальных нефтегазопоисковых объектов в их пределах.

Задачи исследований. 1. Проанализировать условия формирования верхнепротерозойских отложений Сибирской платформы и Русской плиты.

2. Провести геодинамический анализ и реконструировать историю геологического развитая Восточно-Европейской и Сибирской платформ.

3. Определить характерные признаки древних толщ, залегающих в основании осадочного чехла, и свойства, определяющие нефтегазоносность этих отложений.

4. Оценить перспективы нефтегазоносности рифейских и вендских комплексов Сибирской платформы, центральных и северных областей Русской плиты.

5. Разработать методику прогноза локальных нефтегазопоисковых объектов для древних толщ основания осадочного чехла.

6. Определить локальные объекты для постановки поисково-разведочных работ.

Научная новизна. Разработана концепция формирования отложений базального мегакомплекса всрхвд,год включающего

БИБЛИОТЕКА | СЛ1ете О»

1 (IV • ьчп ■

преимущественно рифейский и вендский комплексы. Выявлены литофациальные и геоструктурные признаки, характеризующие древние толщи, залегающие в основании осадочного чехла, и свойства, контролирующие их нефтегазоносность.

Установлено преимущественное развитие неструктурных первичных ловушек УВ в условиях мелководных окраинных морей вендского комплекса в результате размыва структур, сингенетичных осадконакоплению.

Изучены и обоснованы, в том числе и посредством математического анализа, различные процессы, обуславливающие эпигенетическую цементацию коллекторов вендского комплекса, и значимость этих процессов для формирования фильтрационно-ёмкосного потенциала резервуаров и сохранения в них залежей УВ.

На основе комплексирования геологических, магнитометрических и сейсмических методов исследования создана методика прогноза и выделены нефтегазопоисковые объекты на зональном и локальном уровнях.

Практическая значимость работы. Оценены перспективы нефтегазоносности отложений базальных комплексов Сибирской платформы, Московской и Мезенской синеклиз Русской плиты, обоснованы и выделены районы для постановки поисково-разведочных работ и предложены новые подходы к их проведению.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались с 1979 по 2005 г. на 20 научных конференциях, симпозиумах и совещаниях: в Иркутске (ВосгСибНИИГиМС), в Санкт-Петербурге (ВНИГРИ, ВСЕГЕИ, AAPQ), в Москве (МГУ, ВНИГНИ), в Уфе (ИГ УНЦ РАН), в Саратове (НВНИИГГ), в Казани (КГУ), в Женеве (EAQE), в Лейпциге (EAQE), в Копенгагене (Copenhagen university) и в Праге (Prague university). Основные результаты исследований изложены в 46 опубликованных работах.

Фактический материал. В основу диссертации положены результаты личных 30-летних исследований по геологии, нефтегазоносности и методике поисково-разведочных работ на территории Сибирской платформы (19752001гг.) и Русской плиты (1995-2005гг.), которые автор проводил во ВНИГРИ. В работе использован большой фактический материал, собранный во время 20 полевых сезонов, включающий описание и изучение:

- керна практически всех поисково-разведочных скважин на территории Иркутской области (300 скважин) и значительной части скважин республики Саха (Якутия) (70 скважин);

- естественных разрезов по рекам Кютюнгде, Оленёк,Тагул, Ия, Белая, Урик, Иркут, Кочергат, Хидуса, Колесма Деревенская, Лена, Чая, Непа, Ерема на Сибирской платформе; Юрюзань, Малый Инзер в Башкирском антиклинории;

«»■•ж (» ,, < Я , .

- керна значительной части скважин на территории Московской синеклизы (30 скважин), республик Татария и Башкирия (6 скважин).

Аналитическая база составляет описания более 1400 петрографических шлифов, около 2000 определений коллекторских свойств пород, свыше 1000 результатов спектрального анализа.

Проведение исследований было бы невозможно, особенно в последние годы, без доброжелательного отношения коллег: Афанасьевой М.С. (Апрелевское отд. ВНИГНИ), Гутиной О.В. (КНИИГиМС), Козлова В.И. (ИГ УНЦ РАН), Миронюка Е.П. (ВСЕГЕИ) и др., предоставивших возможность автору познакомиться с первичными геологическими материалами. В процессе работы над диссертацией автор пользовался советами и консультациями М.Д. Белонина, В.В. Шиманского, Т.К. Баженовой, Н.В. Танинской, Н.С. Окновой, В.В. Самсонова, Д.Л. Федорова, Ю.В. Подольского, C.B. Смирнова, А.А.Отмаса, Т.Д. Шибиной и Э.А. Базанова, которым он приносит искреннюю благодарность, а также признателен сотрудникам СКАЦ ВНИГРИ за оказанную помощь при оформлении работы.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 6 глав и заключения объемом 270 страниц, иллюстрирована 15 таблицами и 53 рисунками. Библиография включает 314 наименований.

Защищаемые положения.

1. Верхнепротерозойские отложения преимущественно терригенного состава морского генезиса, залегающие в основании осадочного чехла Сибирской и Восточно-Европейской платформ, составляют базальный мегакомплекс отложений, перспективных для поисков УВ. Они подразделяются на рифейский и вендский комплексы и характеризуются признаками, отличающими их от других осадочных толщ приуроченностью отложений к краевым и рифтовым зонам платформ, отсутствием или ограниченным распространением скелетной фауны, закономерным сокращением мощности отложений до полного выклинивания от периферии к внутреннему полю кратонов, наличием мощных, обогащенных ОВ, глинистых толщ и кварцевым составом песчаников;

2. Расположение ЗНГН в отложениях рифейского комплекса изучаемых территорий определяется рифтовыми структурами, имеющими карбонатное выполнение. В отложениях вендского комплекса - палеогранидами пассивных континентальных окраин и в палеоусловиях мелководных окраинных морей -контуром регионального выклинивания песчаных пластов вдоль береговой линии, как наиболее гипсометрически приподнятой части резервуаров, образуемых этими пластами при условии сохранения регионального структурного плана;

3. В пределах ЗНГН нефтегазоносность рифейского комплекса контролируется разломно-блоковой тектоникой, обуславливающей развитие трещинно-кавернозных коллекторов. Нефтегазоносность вендского комплекса - вещественно-структурной зависимостью формирования резервуаров от

кристаллического фундамента, преобладающим развитием неструктурных первичных ловушек УВ, интенсивной вторичной цементацией резервуаров, позволяющей сохранить образовавшиеся залежи нефти и газа;

4. Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности отложений базальных мегакомплексов Сибирской платфоры и Русской плиты позволяет заключить, что перспективы:

- Сибирской платформы в этих отложениях выше, чем Русской плиты, что связано с более обширньми районами развития прогнозных ЗНГН как в рифейском, так и в вендском комплексах;

- Московской синеклизы определяются возможностью поисков залежей УВ преимущественно в зонах регионального выклинивания песчаных пластов венда вдоль границы синеклизы;

- Мезенской синеклизы - с областями развития прогнозных ЗНГН вендского комплекса - Архангельско-Пинежской и Мезенско-Вашкинской;

5. Локальные участки распространения улучшенных коллекторов, образующие ловушки УВ в ЗНГН отложений базального мегакомплекса, обуславливаются дизъюнктивной тектоникой фундамента и прогнозируются по линейным аномалиям магнитного поля.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ 1. Структура осадочного чехла древних платформ

1.1 Структурно-формационные мегакомплексы осадочного чехла Восточно-Европейской и Сибирской платформ

В условиях континентальной земной коры мы имеем дело, прежде всего, с платформенными территориями различного времени формирования. Поскольку разрезы осадочных бассейнов в пределах платформ обладают максимальной стратиграфической полнотой, используем выделенные бассейны в качестве элемента районирования. Осадочный чехол Сибирской платформы содержит два осадочных бассейна: Лено-Тунгуский и Лено-Вилюйский, а Восточно-Европейской пять (основных): Днепровско-Припятский, Прикаспийский, Мезенский, Среднерусский и Волго-Уральский. Выбор типовых разрезов по отдельным бассейнам не вызывает затруднений за исключением Прикаспийского бассейна, в котором широко развиты диапировые купола кунгурской соли. Чтобы объективно отразить строение солевой части разреза рассчитывалось среднеарифметическое значение мощности кунгурского яруса по пробуренным в бассейне скважинам.

Из типовых разрезов осадочно-породных бассейнов формируется сводный разрез, пропорционально распространенности отдельных типов разреза в осадочном чехле платформы. Сформированный сводный разрез подвергается формационному анализу в упрощенной форме: определяется содержание терригенной составляющей в отдельных стратиграфических интервалах (рис. 1).

2188

^ ГЛУБИНА ВСКРЫТИЯ ОТЛОЖЕНИЙ (М)

ГЛУБИНА ВСКРЫТИЯ ОТЛОЖКНИЙ (М)

10 20 40 40 50 60 70 80 90 100*. СОДЕКЖАНИЬ ГЕИИ1 ЕННОЙ СХХ ТАВЛЯЮЩЕЙ

-1Ю00 СОДЕРЖАНИЕ ГЕРГИП-ННОЙСОСТАВЛЯЮЩРЙ

ш- 1 2

I I 3

ЕЗ- 4

ЕЗ- 5

ИЗ- X

ЕН- 9

ЕвПЁЗ 1ТД г 10

Ба- 11

га- 12

га- 13

па. \НЛ11\ 14

[V]- 15

[77]. 16

В- 17

И- 18

ЕЗ- 19

& 20

10 20 ТО 40 90 60 70 »0 90 100

Рис 1 Характеристика разреза осадочного чехла платформ Платформы А - Восточно-Европейская, Б - Сибирская I - кристаллические породы фундамента, 2 - гравелиты, 3 - песчаники, 4 - пески глауконитовые, 5 - алевролиты, б - аргиллиты, 7 - глины, 8 - доломиты, 9 -известняки, 10 - нзвястняки органогенные, II - известняки тинистые, 12 - мергели известковые, 13 - мергели доломитовые, 14 - доломиты с ангидритами, 15-ангидриты, 16-гипс, 17-угли, 18-соль, 19-туффиты,т\фы, 20-долеригы

Проведенный анализ позволил разделить осадочный чехол рассматриваемых кратонов на три структурно-формационных мегакомплекса: нижний (базальный) - сложенный преимущественно терригенными отложениями морского генезиса верхнепротерозойского возраста; средний (карбонатный) - сложенный карбонатными, соленосно-карбонатными породами палеозойского возраста, и верхний (терригенный) - состоящий из полифациальных терригенных осадков в значительной мере континентального происхождения мезозойско-кайнозойского возраста.

1.2. Особенности проявления дизъюнктивной тектоники в период формирования осадочного чехла

Опыт изучения дизъюнктивной тектоники древних платформ позволяет заключить, что инициатором нарушений в осадочном чехле является кристаллический цоколь платформ. Силы, воздействующие на фундамент, находятся в сложных взаимоотношениях и на каких-то этапах геологического развития или участках территории платформы будет преобладать то одна, то другая из них. Вероятно, основное воздействие оказывают следующие факторы:

- разгрузка напряжений неоднородного по составу фундамента;

- влияние мантийных сил в виде плюмов и конвекционных течений мантийного вещества;

- разгрузка тангенциальных напряжений, образующихся в результате коллизии литосферных плит;

- действие планетарной системы напряжений, свойственной геоиду в условиях его поступательно - вращательного движения.

Как и любой геологический процесс, дизъюнктивная тектоника характеризуется пространственными и временными закономерностями. Начиная с верхнего протерозоя, над кратонами существует осадочный чехол, то есть приблизительно полтора миллиарда лет история геологического развития планеты отражается в накопившихся осадках. Очевидно, что в течение этого времени интенсивность проявления дизъюнктивной тектоники не могла быть постоянной и это обстоятельство должно зафиксироваться в осадочных толщах. Разнообразие формаций, фаций, а, следовательно, и основных литотипов пород является показателем интенсивности проявления дизъюнктивной тектоники. Под основным литотипом понимается порода, составляющая не менее 5 % от состава структурно-формационного комплекса, которому она принадлежит. На Сибирской платформе в выделенных комплексах определяются следующие литотипы пород:

- терригенный: конгломерат, песчаник, алевролит, аргиллит, базальт, туф,

туффит;

- карбонатный: доломит, соль, известняк;

- базальный: гравелит, песчаник, аргиллит, доломит, известняк.

На Восточно - Европейской платформе, соответственно:

- песчаник, алевролит, аргиллит;

- известняк;

- гравелит, песчаник, алевролит, аргиллит.

Отсюда тектоническая активность по отдельным комплексам опосредованно выразится отношением 7: 3: 5, для Сибирской платформы и 3:1:4, для Восточно-Европейской платформы.

Таким образом, дизъюнктивная тектоника древних платформ инициируется в кристаллическом цоколе и формируется под воздействием процессов, протекающих в гранитном основании платформ, мантийном и планетарно-космическом влиянии на это основание. Наиболее интенсивно тектоническая активность кратонов проявляется в период формирования нижнего (базального) и верхнего структурно-формационных мегакомплексов. Для различных платформ время максимальной тектонической активности не одинаково.

1.3. Концепция упорядоченного (оболочечпого) строения осадочного чехла

древних платформ

К началу верхнего протерозоя, пройдя период активной гранитизации, кратоны занимали позицию высокого стояния относительно уровня мирового океана. Накопление отложений базального мегакомплекса отвечает условиям постепенного затопления гипсометрически наиболее пониженных перикратонных зон платформ. Поверхность кратона в этот период, видимо, представляла собой пенеплен, рассеченный рифтами. Жесткие кратоны, лишенные пластичной, связующей осадочной оболочки, очевидно, были более подвержены деформациям скола, чем изгиба. Накапливающиеся в краевой части кратона осадки базального комплекса формируются за счет сноса материала с поверхности кратона и размыва кор выветривания затопленной морем перикратонной части территории.

Как только уровень океанического бассейна достигает верхней точки зоны перикраггонного опускания, пенепленизированная поверхность кратона быстро затопляется и в условиях мелководного бассейна с ограниченным поступлением терригенного материала начинается карбонатное осадконакопление. Сохранившиеся до этого момента коры выветривания и маломощные осадки базального мегакомплекса размываются и откладываются в основании карбонатного мегакомплекса или выносятся в краевые части кратона. В дальнейшем на стадии завершения накопления отложений карбонатного мегакомплекса погружение сменяется воздыманием, и верхний (терригенный) структурно-формационный мегакомплекс формируется в условиях высокого стояния платформы. Практическую значимость может иметь как использование свойств отдельных мегакомплексов осадочного чехла древних платформ, так и сравнение

кратонов между собой по условиям и времени развития в ранее мало рассматривающейся вертикальной составляющей геодинамики.

2. Отличительные признаки отложений базальных мегакомплексов древних платформ

2.1. Краткий обзор геолого-геофизической изученности

Изучение бурением осадочного чехла Сибирской платформы относиться к началу 30-хгодов прошлого века. Первая сейсмическая партия была организована в 1948 году. В 70-х - была обнаружена основная нефтегазоносная структура платформы - Непско-Ботуобинская антеклиза (НБА). По мере изучения этой структуры бурение распространялось в северном направлении, выходя в район Сюльджерской седловины, и в западном - вдоль среднего течения реки Подкаменной Тунгуски, в район Байкитской антеклизы. В восмидесятых годах, в среднем течении реки Подкаменной Тунгуски было открыто крупнейшее в Восточной Сибири Юрубчено-Тахомское нефтяное месторождение. А в девяностых годах, в южной части Ангаро-Ленского междуречья - крупное газовое Ковыктинское месторождение. На сегодняшний день на территории Сибирской платформы в отложениях базального комплекса выявлено 30 месторождений УВ, около 20 из них приурочено к НБА; пробурено порядка 1500 скважин, вскрывших палеозойские и верхнепротерозойские отложения. Представление о геологическом строении платформы, помимо результатов бурения глубоких скважин, сформировано по материалам геологической съемки, сейсморазведочных исследований, электроразведочных и гравиметрических работ, обобщённых в многочисленных тематических исследованиях и публикациях.

Бурение на Восточно-Европейской платформе также началось в начале 30-х годов. Долгое время внимание исследователей было направлено на изучение отложений карбонатного мегакомплекса. Базальный мегакомплекс начал осваиваться с середины сороковых годов. За истекший более чем полувековой период изучения древних толщ территория их развития была полностью покрыта магнито- и гравиметрическими исследованиями, выполнена серия региональных сейсмопрофилей и достигнута большая плотность площадных сейсморазведочных работ. К настоящему времени отложения базального комплекса на Восточно-Европейской платформе вскрывают более 2000 глубоких скважин, но только 10% из них вскрыли разрез на значимую мощность.

Изучение нефтегазоносности Московской синеклизы было начато в 1947 году, с бурения опорных скважин. Параллельно с бурением проводилась гравиметрическая съемка, в незначительных объемах сейсморазведочные (MOB, КМПВ) и электроразведочные работы. В настоящее время на территории Московской синеклизы пробурено более 100 параметрических и

поисковых скважин, 65 из них вскрыли кристаллический фундамент. Основной объем бурения сосредоточен в пределах Рыбинско-Сухонского мегавала, расположенного в центральной части синеклизы. Бортовые зоны синеклизы слабо изучены бурением и практически не охвачены сейсморазведкой.

Первая скважина в пределах Мезенской синеклизы была начата бурением в 1955 г. (Котлас - опорная). Параллельно проводятся электроразведочные, гравиметрические и магнитометрические работы. Всего было пробурено 14 скважин глубокого бурения. К началу 80-х годов работы были остановлены. Основными причинами остановки работ были сложное тектоническое строение района и отсутствие признаков нефтегазоносности в пробуренных скважинах.

Таким образом, изученность анализируемых отложений базальных комплексов неравномерна и недостаточна. Наиболее всего это относится к северной части Сибирской платформы и Мезенской синеклизе ВосточноЕвропейской платформы. Как на Восточно-Европейской, так и на Сибирской платформе поисковые работы в отложениях базальных комплексов были ориентированы на структурные ловушки УВ, выявляемые сейсморазведкой.

2.2. Выделение и литолого-стратиграфическая характеристика отложений базальных мегакомплексов

На территории Мезенской синеклизы породы нюкнерифейского возраста бурением не вскрыты. Среднерифейские отложения установлены в Лешуконской впадине скважиной Усть-Няфта № 1 и разделены на пезскую и дорогорскую свиты. Пезская свита сложена толщей темно-серых аргиллитов. Вскрытая мощность свиты 589 м. Вышележащая дорогорская свита с размывом перекрывает подстилающие отложения и сложена песчаниками мелко-, среднезернистыми, серого цвета. Мощность свиты составляет 570 м. Псаммитовые отложения дорогорской свиты, вверх по разрезу, закономерно сменяются алевро-аргиллитовой толщей оменской свиты, породы которой имеют серую, темно-серую окраску. Мощность свиты около 800 м (Оменская скважина). На оменской свите без видимого перерыва залегает няфтинская свита, представленная толщей темно-серых мергелей, известняков и доломитов с прослоями аргиллитов и алевролитов. Мощность толщи 200 м в скв. Усть-Няфта, на других площадях эта часть разреза размыта, и на отложениях оменской свиты залегают красноцветные песчаники уфтюгской свиты, отличающиеся повышенным содержанием кварца, что указывает на неоднократное переотложение осадка. На отдельных площадях уфпогская свита ложится на породы кристаллического фундамента. Очевидно, свита залегает над поверхностью крупного размыва нижележащих отложений. Согласно сейсмическим данным, отмечается только один крупный размыв, который приурочен к границе между вендом и рифеем. Соответственно,

уфтюгская свита отнесена к основанию венда. Вышележащая усть-пинежская свита согласно залегает на подстилающих отложениях, и представлена зеленовато-серыми аргиллитами. Мощность свиты составляет, в среднем, 500 м. Породы мезенской свиты залегают на различных стратиграфических уровнях усть-пинежской свиты. Основание мезенской свиты в большинстве случаев фиксируется отложениями песчаников. Окраска пород темно-серая, бурая. Мощность свиты 530 м. На подстилающих аргиллитах мезенской свиты с размывом залегают отложения падунской свиты, которые представлены сероцветными и красноцветными песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Мощность отложений изменяется от 358 м (Койнас опор.) до 60 м (Оменская-1). На породах венда залегает палеозойская толща небольшой мощности, сложенная преимущественно кембрийскими отложениями и развитая на локальных участках территории. Выше залегают карбонатные отложения каменноугольного и пермского возраста.

Московская синеклиза граничит с Мезенской, примыкая к южному окончанию последней. Осевую часть Московской синеклизы занимает Среднерусский авлакоген, сложенный красноцветными, песчано-глинистыми породами континентального генезиса рифейского возраста. Стратиграфия рифейской толщи не разработана. Вскрытая мощность толщи более 2500 м Вышележащие вендские породы несогласно залегают на рифейской толще и кристаллическом фундаменте. Современная стратиграфическая схема вендских отложений страдает излишней дробностью и отсутствием стратотипических разрезов многочисленных структурно-фациальных районов, что приводит к неоднозначности корреляции разрезов скважин. Во избежание путаницы, используется предшествующая, устоявшаяся в литературе, стратиграфическая схема, согласно которой вендские отложения подразделяются на шесть свит: редкинскую, в подошве которой, на ограниченной территории, выделяют волынскую, учскую, нейскую, поваровскую и буйскую. Редкинская свита распростронена повсеместно в пределах Московской синеклизы, и сложена серыми аргиллитами. Средняя мощность отложений 300 м. Вышележащая учская свита, сложена аргиллитами с прослоями песчаников. Окраска пород серая. Мощность отложений меняется от 177 м (во впадинах), до выклинивания (по периферии синеклизы). На отложениях учской свиты залегают породы нейской, представленые сероцветными аргиллитами. Мощность отложений меняется от 122 м (Галичская-1) до выклинивания. Поваровская свита согласно ложится на отложения учской свиты и делится на две подсвиты - нижнеповаровскую и верхнеповаровскую. Нижнеповаровская подсвита представлена переслаиванием агриллитов, песчаников и алевролитов. Мощность отложений подсвиты меняется от 105 м (Бологоевская-2) до выклинивания. Верхнеповарская подсвита отличается от нижнеповарской окраской пород, здесь часто встречаются прослои, имеющие красно-коричневый цвет.

Мощность верхнеповаровской подсвиты меняется от 356 м (Галичская-1) до выклинивания. Вышележащая буйская свита завершает разрез венда, распростронена во впадинах, приуроченных к центральной части синеклизы, и сложена преимущественно алевролитами. Мощность свиты меняется от 66 м (Лежская-1) до выклинивания. На отложениях венда с размывом залегает кембрийская толща, сложенная переслаиванием алевролитов и песчаников, контур её распростронения охватывает юго-западную и центральную части Московской синеклизы. Средняя мощность кембрийских осадков составляет 130 м. На породах кембрия, а там где он отсутствует, венда, залегают глинисто-карбонатные отложения ордовика, относящиеся к карбонатному структурно-формационному комплексу.

Один из наиболее полных разрезов древних толщ Сибирской платформы вскрыт бурением на территории Ангаро-Ленского междуречья и представлен глинистой толщей расчленённой песчаными пластами. Граница между вендскими и рифейскими отложениями проводится по подошве боханского горизонта песчаников. По мере продвижения во внутреннее поле платформы, нижние горизонты разреза выклиниваются за счет примыкания к фундаменту. Рифейская толща распространена только в краевой части платформы. Вендские отложения сокращаются в мощности до 50 м и представлены непской свитой и ее аналогами. Непская свита перекрывается сульфатно-терригенно-карбонатными породами тирской свиты. Прослеженная последовательная смена фациальных условий накопления осадков тирской свиты и её возрастных аналогов показывает связь отложений свиты с осадками карбонатного мегакомплекса. Соответственно, кровлю отложений базального мегакомплекса проводим по подошве тирской свиты.

Учитывая стратиграфическую неполноту разреза верхнепротерозойских отложений, вскрытых во внутреннем поле платформы (представлена в основном вендская толща), привлечём для рассмотрения разрезы естественных обнажений, расположенных по перефирии платформенного чехла.

В основании разреза западного склона Анабарского поднятия залегает мощная толща красноцветных, косослойчатых песчаников, гравелитов и конгломератов (мукунская серия). Выше залегают доломиты с прослоями аргиллитов, биогермами страмотолитов билляхской серии. Отложения бипляхской серии несогласно перекрываются породами старореченской свиты, относимой к карбонатному мегакомплексу.

В районе Туруханского поднятия верхнепротерозойские отложения представлены мощной (свыше 4 км) толщей, преимущественно карбонатного состава, рифейского возраста. Терригенные породы отмечаются только в основании изученного разреза (стрельногорская свита) и представлены переслаиванием песчаников и аргиллитов (видимая мощность отложений -800 м). Вышележащие карбонатные породы сложены большей частью

плотными доломитами, среди которых встречаются биогермные постройки (свита буровой, туруханская), пачки песчаноглинистых отложений (деревнинская, шорихинская, мироедихинская свиты); горизонты брекчий (сухотунгуская свита). Венчают рифейский разрез сероцветные карбонаты дурномыской свиты, на которых с размывом залегают доломиты платоновской свиты, относимые к карбонатному мегакомплексу.

Далее, по западному обрамлению Сибирской платформы, верхнепротерозойские отложения изучены на Енисейском кряже. Разрез базального мегакомплекса в пределах кряжа является одним из наиболее мощных (свыше 14 км) и подразделяется на четыре осадочных серии. Нижняя, сухопитская серия, относится к нижнему и среднему рифею и сложена преимущественно глинистыми отложениями, в верхней части серии переходящими в доломиты. Мощность отложений достигает 5500 м. Выше, согласно залегают породы тунгусикской серии, сложенной чередованием крупных пачек карбонатных и глинистых пород. Общая мощность толщи достигает 4500 м. На отложениях тунгусикской серии с размывом залегают породы чингасанской, представленные преимущественно песчаниками. Мощность отложений серии достигает 2000 м. Вышележащие породы чапской серии несогласно залегают на различных частях разреза подстилающей чингасанской серии. Отложения представлены чередованием крупных пачек песчано-гравилитовых, песчано-алевролитовых и песчано-доломитовых пород. Граница между рифейскими и вендскими отложениями проводится в верхней части серии. Мощность осадков серии 3000 м. Выше залегают доломиты лебяжинской свиты. Кровля отложений базального мегакомплекса принимается на уровне кровли чалской серии.

На юге платформы верхнепротерозойские отложения изучены в Присаянье. В разрезе Присаянья на кристаллических породах фундамента залегают отложения карагаской и оселковой серий верхнего рифея. Карагаская серия отличается от оселковой пестрой окраской и наличием крупных пачек доломитов. Отложения оселковой серии несогласно залегают на породах карагаской и представлены преимущественно песчаниками. Общая мощность рифейских отложений достигает 3500 м. На породах рифея, несогласно залегают вендские отложения, представленные осадками усть-тагульской свиты, нижняя часть которой сложена песчано-алевролитовой толщей, по кровле которой проводится подошва карбонатного мегакомплекса.

Восточнее, в Прибайкалье, разрез базального комплекса представлен отложениями трехчленного байкальского комплекса, включающего голоустинскую, улунтуйскую и кочергатскую свиты рифея. Голоустинская свита относится к среднему рифею и сложена крупными песчано-алевролитовыми пачками, разделенными пластами доломитов. Окраска пород белая, желтовато-серая. Мощность отложений около 800 м. Улунтуйская и кочергатская свиты относятся к верхнему рифею и отличаются постепенным

сокращением доли карбонатов в разрезе и преобладанием аргиллитов темно-серой, черной окраски. Особенно широкое развитие аргиллитовые толщи преобрели в кочергатское время. Мощность отложений верхнего рифея достигает 2500 м. Выше несогласно залегают отложения венда в составе ушаковской и куртунской свит. Ушаковская свита, сложена мощными пачками конгломератов, разделенными пластами песчаников. Окраска пород серая. Мощность отложений свыше 1000 м. Куртунская свита согласно залегает на подстилающих отложениях и представлена толщей песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов. Окраска пород серая, светло-серая. Мощность отложений 200 м. Вендские толщи перекрыты карбонатными породами аянканской свиты, относимыми к карбонатному комплексу. Глинистая толща кочергатской свиты протягивается вдоль Байкало-Патомского нагорья вплоть до Уринского антиклинория.

В основании разреза Уринского антиклинория залегают отложения баллаганахской серии. Нижняя часть разреза серии сложена песчаниками, переходящими вверх по разрезу в переслаивание песчаников, сланцев и известняков. Мощность отложений достигает 700 м. Несогласно, на отложениях баллаганахской серии, залегают известняки бараулахской, расслоенные пачками аргиллитов. Общая мощность отложений бараулахской серии 2500 м. Выше по разрезу залегают верхнерифейские песчаные отложения уринской свиты, сменяющиеся известняками и доломитами каланчевской свиты. Общая мощность отложений достигает 1000 м. На карбонатах каланчевской свиты согласно залегают отложения жуинской серии, нижняя часть которой сложена алевро-песчаными породами, сменяющимися вверх по разрезу известняками. Мощность отложений серии около 1500 м. Описанные отложения несогласно перекрывают песчаники жербинской свиты венда. Мощность песчаников достигает 250 м. На них согласно залегают доломиты тиновской свиты, относимые к карбонатному комплексу.

Следующим районом, где вскрываются отложения базального комплекса, является восточный склон Алданского щита. В основании разреза залегает учурская серия верхов нижнего рифея. Отложения представлены толщей песчаников, расчлененной пачками доломитов. Общая мощность серии более 650 м. Выше, с размывом залегают породы аимчанской серии низов среднего рифея. Серия сложена кварцевыми песчаниками, сменяющимися вверх по разрезу глинисто-алевролитовыми отложениями, переходящими в доломиты. Мощность серии свыше 700 м. Завершает разрез среднего рифея керпыльская серия, несогласно залегающая на подстилающих отложениях аимчанской и представленная песчано-алевролитовой толщей, сменяющейся вверх по разрезу известняками и доломитами. Общая мощность отложений 1600 м. На отложениях среднего рифея несогласно залегают верхнерифейские толщи, представленные лохандинской и уйской сериями. Первая из них представляет

собой мощную толщу переслаивания аргиллитов и доломитов, а вторая сложена отложениями песчаников. Общая мощность верхнего рифея достигает 2300 м. На подстилающие осадки с размывом ложатся породы аимской свиты, отнесённые к отложениям карбонатного комплекса.

Далее, от рассмотренного разреза восточного склона Алданского щита, вдоль границы Сибирской платформы, на всей юго-восточной и восточной частях кратона на проды кристаллического фундамента ложатся кембрийские доломиты (Якутская, Мархинская, Приленская, Джарджанская и др. скважины). Лишь в северо-восточной части платформы наблюдаются небольшие естественные выходы верхнепротерозойских отложений, приуроченные к Оленекскому и Уджинскому поднятиям.

Разрез Оленекского поднятия начинается с отложений гравелитов и песчаников сыгынахтахской свиты нижнего рифея, залегающей на породах кристаллического фундамента. Мощность отложений свиты 200 м. Выше согласно ложатся доломиты кютингдинской свиты, мощность которых достигает 400 м. На отложения нижнего рифея с размывом ложатся породы сололийской серии среднего рифея, сложенные мощной карбонатной толщей расслоенной пачками алевролитов и песчаников. Общая мощность отложений серии составляет 750 м. На отложения среднего рифея несогласно залегают породы хайпахской свиты верхнего рифея, сложенные карбонатной толщей, разделенной песчаной пачкой. Мощность отложений свиты достигает 500 м. Выше несогласно залегают песчано-доломитовые отложения хорбусуонской серии, относимые к карбонатному комплексу.

Разрез Уджинского поднятия, по существу, характеризует и разрез восточного склона Анабарской антеклизы. В основании изученного разреза залегают песчаники, переходящие в толщу доломитов нижне-, среднерифейского возраста, характеризующуюся широким развитием биогермных построек. Общая мощность отложений свыше 1400 м. Венчают разрез туфопесчаники, туфобрекчии унгуостахской свиты верхнего рифея мощностью 650 м. На рифейских отложениях с размывом залегают конгломераты, гравелиты, песчаники и глинистые сланцы томтопской свиты венда, мощностью 120 м. Отложения томтопской свиты без видимого несогласия перекрываются доломитами туркутской свиты, относимыми к карбонатному комплексу.

Таким образом, основной объём осадков рассмотренных базальных мегакомплексов составляют верхнепротерозойские толщи. На Русской плите отложения представлены терригенными породами, а разрезы Сибирской платформы можно разделить по составу на преимущественно терригенные и преимущественно карбонатные. Повсеместно прослеживается несогласное залегание вендских и рифейских толщ, часто сопряжённое с крупными размывами отложений. Отмечается огромное различие в мощности отложений рифея и венда, особенностях распространения и литологии толщ. На

основании перечисленных отличий отложения базального мегакомплекса разделяются на два комплекса рифейский и вендский.

2.3. Особенности накопления и распространения отложений базального мегакомплекса

Отложения базального мегакомплекса залегают в основании осадочного чехла, что само по себе является признаком этой толщи. Накопление осадков мегакомплекса осуществляется в рифтовых зонах, надрифтовых депрессиях и перикратонных частях платформ (подтверждается материалами бурения). Отложения большей частью сложены верхнепротерозойскими осадками, это обстоятельство обуславливает отсутствие в них скелетной фауны. Органические остатки верхнепротерозойского возраста представлены фитопланктоном, страм отолитами, онколитами, сгустками и комками бактериального происхождения. Картирование распространения мощностей отложений терригенных разрезов базального мегакомплекса показывает закономерное их сокращение от периферии к внутреннему полю изучаемых платформ. Однозначно прослеживается прилегание нижних горизонтов отложений базального комплекса к кристаллическому фундаменту и, за счет этого, сокращение мощности изучаемой толщи. Направленное изменение мощности отложений базального мегакомплекса, отличает его от других толщосадочного чехла. Исходя из того, что отложения песчаников обычно накапливаются в непосредственной близости от береговой линии, а глинистая составляющая осадка выносится из зоны волновой деятельности на периферийные участки осадконакопления, можно предположить наличие мощных глинистых толщ, обогащённых ОВ, за пределами широко распространенных песчаных пород. Справедливость исходных посылок подтверждают многочисленные примеры мощных черносланцевых толщ: в Прибайкалье - качергатская свита верхнего рифея, мощность свыше 500м; в Мезенской синеклизе - пезская свита среднего рифея, вскрытая мощность свыше 1000 м; в Приуральском прогибе - колтасинская свита нижнего рифея, вскрытая мощность свыше 5000 м; на Балтийской синеклизе - кембрийские аргиллиты, вскрытая мощность более 200 м. В период формирования осадочного чехла древних платформ не было условий, когда основным источником сноса выступали коры выветривания кристаллического фундамента, за исключением этапа накопления отложений базального комплекса. Поскольку продолжительность формирования последнего была значительна, то разложение пород в корах выветривания осуществлялось до конечных продуктов распада (кварц и глинистые минералы). Благодаря этому состав песчаников комплекса преимущественно кварцевый. Среднее содержание кварца в песчаниках 80%.

Таким образом, базальный струюурно-формационный мегакомплекс характеризуется признаками, отличающими его от других осадочных толщ

чехла платформ: приуроченность отложений комплекса к краевым и рифтовым зонам платформ, отсутствие или ограниченное распространение скелетной фауны, закономерное сокращение мощности отложений до полного выклинивания от перефирии к внутреннему полю кратонов, наличие мощных обогащенных ОВ глинистых толщ, кварцевый состав песчаников.

Обобщение результатов исследований, изложенных в первой и второй главах, позволило сформулировать первое защищаемое положение.

3. Характеристика отложений базальных мегакомплексов ВосточноЕвропейской и Сибирской платформ 3.1. Тектоника осадочного чехла

Сибирская платформа представляет собой приблизительно равное сочетание по площади положительных и отрицательных структур в современном тектоническом плане. Мощность осадочного чехла на поднятиях составляет 1-2 км, а во впадинах достигает 6-8 км. Следовательно, кристаллический фундамент платформы весьма пластичен. Наиболее крупные положительные структуры тяготеют к краевым частям платформы:

- Анабарская антеклиза, самая крупная из положительных структур, характеризуется относительно изометричной формой. От Анабарского кристаллического массива, расположеного почти в центральной части антеклизы и Оленекского свода, приуроченного к ее северо-восточному краю, поверхность фундамента погружается к границам антеклизы на 2-2,5 км. В пределах восточной части Анабарской антеклизы отмечаются многочисленные битумопроявления;

- Алданская антеклиза несколько меньше по площади, чем Анабарская, имеет форму неправильной трапеции, южное большое основание является краевым швом, отделяющим Сибирскую платформу от складчатых сооружений Станового хребта. В южной части антеклизы кристаллические породы фундамента платформы выходят на поверхность, образуя Алданский щит. В северном направлении поверхность фундамента полого погружается до глубин 2-2,5 км. Здесь так же выявлены многочисленные битумопроявления;

Непско-Ботуобинская антеклиза (НБА), протягивается вдоль Патомского нагорья и имеет в плане вытянутую, овальную форму. Поверхность фундамента в наиболее приподнятых участках находится на глубине около 1 км, а в наиболее погруженных - свыше 2,5 км. Верхнепротерозойские терригенные отложения развиты только вдоль восточного склона антеклизы. Скважины на западном склоне (Ербогачёнская, Хошомская) вскрыли разрез, где кембрийские и верхневендские карбонаты ложатся на кристаллический фундамент. Следовательно, как с позиций анализа мощностей, так и в фациальном отношении, НБА образовалась после накопления отложений базального комплекса. Наиболее вероятно, что НБА

сформировалась за счёт вовлечения краевой части платформы во время кайнозойского воздымания Байкало-Патомского нагорья;

- на юге НБА плавно переходит в Ангаро-Ленскую ступень, которая слабо наклонена в юго-восточном направлении как в палеоплане, так и в современном структурном положении;

- следующей крупной положительной структурой является Байкитская антеклиза, имеющая изометричную, несколько вытянутую в северо-западном направлении форму. Рифейские отложения распространены в южной части Байкитской антеклизы, вскрытая мощность около 2 км. По общепринятому мнению рифейская толща залегает в рифтовой зоне. Контур распространения вендских терригенных отложений пересекает границы Байкитской антеклизы. Видимо, и Байкитская антеклиза, подобно НБА, была образована после накопления отложений базального комплекса. Наиболее вероятно - на этапе формирования верхнего (терригенного) структурно-формационного комплекса.

Рассмотренные надпорядковые положительные структуры Сибирской платформы разделяют две крупные синеклизы - Курейская и Вилюйская, которые образуют широтный пояс, отделяющий Анабарскую антеклизу от положительных структур юга Сибирской платформы. Названные синеклизы разделены Сюджерской седловиной.

Южные положительные структуры: Байкитская и Непско-Ботуобинская антеклизы соединяются катангской седловиной, в свою очередь, разделяющей Курейскую и Присаяно-Енисейскую синеклизы. Из трех обозначенных крупнейших для Сибирской платформы синеклиз две северные имеют наложенную природу, Курейская - палеозойского времени заложения, а Вилюйская - мезозойского. Присаяно-Енисейской синеклиза, вероятно, сформировалась в верхнем протерозое. На территории Сибирской платформы имеется еще несколько более мелких, в основном отрицательных, структур, которые не оказывают значительного влияния на оценку перспектив нефтегазоносное™. Районы регионального выклинивания пластов песчаников базального комплекса на унаследованно развивающихся структурах сохраняют гипсометрически приподнятое положение и выступают в качестве ЗНГН (Ангаро-Ленская ступень).

Тектоника Восточно-Европейской платформы обладает совсем другой направленностью. На территории платформы преобладают положительные структуры. Структуры отрицательного знака занимают около 30% площади. Вместе с тем широкое развитие получили палеорифты (авлакогены). Все это свидетельствует о более жестком кристаллическом цоколе (кратоне). Поскольку нас интересуют только те области платформы, где перспективы нефтегазоносности связываются с отложениями базального комплекса (Московская и Мезенская синеклизы), то остановимся на тектоническом строении этих структур.

Начиная с венда, над областью Среднерусского авлакогена развивается крупная депрессия, заполняющаяся осадками (Московская синеклиза). В пределах авлакогена вендские отложения залегают на рифейских породах, а за его пределами - на кристаллическом фундаменте. Палеотектонический анализ показывает унаследованное развитие синеклизы. Изучение современной структуры базального мегакомплекса позволяет заключить, что на постпалеозойском этапе геологического развития структуры произошла частичная инверсия рифейского рифта. В границах рифтовой зоны сформировался Рыбинско-Суханский вал, ограниченный с юга Галическим, а с севера Грязовецким прогибами. Полоса регионального выклинивания вендских песчаных пластов вдоль контура границы синеклизы с момента осадконакопления и до сегодняшнего дня занимают приподнятое гипсометрическое положение.

На севере Московская синеклиза сочленяется с Мезенской. Границы Мезенской синеклизы различными исследователями обычно понимаются однозначно, за исключением восточного участка. Учитывая это обстоятельство, рассмотрим строение восточной части анализируемого прогиба более детально.

Согласно геофизическим материалам, Тиманская гряда имеет надвиговую природу, интерпретируемую как шовная зона, по которой Печорская плита надвинута на Русскую. Вдоль Тиманской гряды отмечается зона увеличения мощности осадочного чехла, главным образом за счёт рифейских отложений, по геофизическим исследованиям эта зона протягивается по северному краю Балтийского щита. Её пространственное положение и структура контролируются краевой частью Русской плиты и Тимано-Варангерской надвиговой структурой. Примыкающая с юго-запада к обозначенной зоне часть рассматриваемого прогиба контролируется системой рифтовых структур. Выделенные объекты имеют различную геологическую природу, и многие исследователи разделяют их на две самостоятельные структуры: Предгиманский краевой прогиб и Мезенскую синеклизу, граница между которыми проходит по условной линии увеличения градиента изменения мощности рифейских отложений.

Рассматривая строение разреза Мезенской синеклизы, можно заключить, что в структуре осадочного чехла выделяется толща рифейских пород, мощность которой по материалам современных сейсмических работ достигает 10 км. Величина эта вполне допустима, ведь в соседней с рассматриваемой областью, Верхнекамской впадине, мощность рифейской толщи превышает 10 км. Рифейский комплекс Мезенской синеклизы отделен от вышележащих отложений крупным перерывом в осадконакоплении и характеризуется резкими высокоамплитудными структурами. Вышележащие отложения венда и палеозоя имеют общую мощность 2-2,5 км и перекрывают рифейскую толщу почти горизонтально. Следовательно, основным структурообразующим

осадочным комплексом изучаемой территории является рифейский, поверхность которого и принимается в качестве основы для тектонических построений.

Мезенская синеклиза по кровле структурообразующего комплекса представляет собой серию линейных впадин (Сафоновский, Лешуконский и Керецкий прогибы), разделённую узкими валами (Мезенский и Пинежско-Ежугский). Валы лучами расходятся от Вашкинского свода, занимающего юго-восточную часть синеклизы, и сочленяются на северо-западе с выступами Балтийского щита. Внешний контур синеклизы ограничен Кандалакшско-Двинским и Котласским линейными прогибами.

В работах последнего десятилетия сложилась тенденция считать Мезенскую синеклизу результатом проявления активного рифтогенеза, выделяется три и более рифейских рифтов, по числу прогибов. Однако, анализ новых геологических материалов позволяет иначе рассматривать геологическую природу большинства из описанных структур Мезенской синеклизы. В качестве возможной рифтовой зоны рифейского возраста можно выделить Кандалакшско-Двинский линейный прогиб на основании следующих аргументов: 1 - линейный характер структуры; 2 - мощный комплекс крупнообломочных рифейских отложений, содержащий наиболее древние толщи, обнаруженные в данном районе; 3 - присутствие в разрезе рифейских отложений интрузий долеритов и туфобрекчий; 4 - характерный, «торцовый», тип сочленения осадочной толщи и кристаллического цоколя, свойственный рифтовым структурам. Совершенно другой тип напластования, субпараллельный кристаллическому основанию, прослеживается в Лешуконском, Керецком и, видимо, Сафоновском прогибах. Такая слоистость, когда один и тот же слой протягивается от вершины выступов до глубоких впадин, могла сформироваться только на горизонтальной поверхности фундамента. Очевидно, первоначально поверхность кратона занимала слабонаклонное гипсометрическое положение, в последующее (предвендское) время кристаллический цоколь и осадочный чехол подверглись деформации.

Кроме Кандатакшско-Двинского прогиба в качестве рифтовой структуры можно рассматривать Котласский линейный прогиб, как продолжение Среднерусского авлакогена, остальные отрицательные структуры Мезенской синеклизы выделять как рифтовые, исходя из характера осадконакопления, нет оснований.

Очевидно, рифейские отложения Мезенской синеклизы имеют блоково-надвиговое строение, обусловленное тангенциальными напряжениями, возникшими в результате коллизий Печорской и Русской плит.

3.2. Геодинамический анализ и история геологического развития

Как отмечалось выше, на Сибирской платформе выделяются два типа рифейских разрезов: преимущественно терригенный и преимущественно

карбонатный. Там, где распространены разрезы первого типа, предполагается развитие пассивных континентальных окраин рифейского континента. Участки, характеризуемые разрезами второго типа имеют линейно вытянутые контуры и повышенные мощности отложений (достигающие нескольких километров), в кровле рифейской толщи отмечаются значительные размывы. Последнее обстоятельство, кроме геологических данных (различная степень метаморфизма, плотности пород, выпадение из разреза крупных стратиграфических интервалов и т.д.), подтверждается данными геохимической аналитики. Изучение органического вещества рифейских отложений методом пиролиза на установке Яоск-Еуа1, в отложениях юрубченской, мадринской, вэдрэшевской свит Байкитской антеклизы показало, что степень катагенеза ОВ отвечает мезокатегенезу (МК4.5) и апокатагенезу (по данным Ю.А.Филипцева). Такие значения катагенеза соответствует глубине погружения пород 4-5 км. Залегающие на юрубченской свите отложения венда имеют катагенез ОВ подстадии МК22, что соответствует глубине 2-3 км. Разница в преобразованное™ ОВ позволяет предположить, что мощность размытых отложений рифея на Байкитской антеклизе достигает величины 2 км. По аналогии линейные участки преимущественно карбонатного осадконакопления интерпретируются как рифтовые зоны рифейского возраста. Таких зон выделяется восемь. Предыдущими исследователями выделялись рифейские рифтовые зоны в аналогичных или близких границах (В.Е. Хаин, Е.Е. Милановский, Н.С. Малич, Б.Р. Шпунт). Учитывая это обстоятельство, для большей части рифтов названия были сохранены согласно предшествующим работам. На северо-востоке кратона выделяется Нижнеленский рифт, приуроченный к устью р. Лены. К западу от Нижнеленского развит Билиро-Уджинский рифт. Изученность территории в районе рифта очень низкая, поэтому контуры рифтовой зоны могут быть в дальнейшем уточнены. Близкая ситуация складывается и с Западно-Анабарским рифтом, отделенным от Билиро-Уджинского Анабарским поднятием. Краевая часть кратона между Нижнеленским и Билиро-Уджинским рифтом интерпретируется как пассивная континентальная окраина. На крайнем северо-западе платформы выделяется Туруханский рифт, возможно осложненный в Игарском районе боковым ответвлением. Тектоническая природа границы платформы вдоль Енисей-Хатангской синеклизы от Западно-Анабарской рифтовой зоны до Туруханской не ясна. Вероятно, ее образование обусловлено проявлением рифтогенеза триасового возраста.

Южнее, от района Енисейского кряжа до Алданского щита, формировалась пассивная континентальная окраина, образованная океаническим бассейном, обрамляющим южную часть кратона. Здесь мы видим преимущественно терригенный тип осадконакопления. В районе южной части Байкитской антеклизы выделяются Мандринский и

Иркинеевский рифты. Последний, возможно, осложнен боковым отростком в сторону Братского выступа Ангаро-Ленской ступени. На Братском выступе относительно слабо уплотненные песчано-глинистые отложения венда залегают на плотных окремненных доломитах рифея (Ковинская, Седановская площади). На входящем углу, в контуре границы платформы, приуроченном к среднему течению р. Лены, предполагается Патомский рифейский рифт. На крайнем юго-востоке платформы выделяется Юдомо-Майский рифт, протягивающийся от широтного направления русла низовьев р. Алдан до побережья Охотского моря.

На рифейских толщах залегают вендские терригенные породы. Поле развития вендских отложений значительно шире, чем распространение рифейских толщ. Вендские осадки накапливались преимущественно в мелководных окраинных морях. В завершении нижневендской эпохи трансгрессия достигает кромки пенепленизированной поверхности кратона и переходит в ингрессию. Начиная с верхнего венда, кратон представляет собой огромную морскую банку с выровненной поверхностью, где происходит карбонатное и соленосно-карбонатное осадконакопление. Карбонатные отложения накапливаются до конца девона. В карбоне происходит «всплытие» кратона. Характер осадконакопления меняется. Начиная с нижнего карбона, осуществляется отложение полифациальных, существенно континентальных осадков. В этот период формируется Верхоянский рифт, образуя восточное ограничение Сибирской платформы. Этот рифт, видимо, реанимировал Нижнеленский и Юдомо-Майский авлакогены. Вероятно, в это время закладывается и Вшпойский рифт, открывающийся в Верхоянский субокеанический бассейн. Вдоль раздвигающейся рифтовой зоны в верхнем палеозое-мезозое формируется пассивная континентальная окраина. Над Вилюйской рифтовой зоной образуется крупная депрессия, заполняемая осадками.

В триасе закладывается Енисей-Хатангский рифт, формируя северное ограничение Сибирской платформы. К северо-западной части кратона подходит мантийный плюм. В зонах разломов происходит частичное проплявление континентальной коры и осуществляется излияние базальтов, внедрение долеритовых сиялов, накапливаются значительные мощности вулканогенно-осадочных пород. Судя по разрозненным выходам, осадконакопление в мезозое охватывало большую часть платформы, но наибольшие мощности мезозойских отложений приурочены к двум краевым осадочным бассейнам: восточному - Вилюйскому и западному -Тунгусскому. Следующий крупный этап в геологическом развитии Сибирской платформы приурочен к кайнозойской эре. На востоке платформы происходит закрытие Верхоянского субокеанического бассейна, коллизия Верхояно-Чукотской области и Сибирской платформы. На западе платформы, также происходит образование коллизионных структур Енисейского кряжа и

Туруханской гряды, сформированных в результате столкновения ЗападноСибирской и Восточно-Сибирской плит. Активная тектоническая деятельность осуществляется на юге Сибирской платформы в области Урало-Монгольского складчатого пояса: образование Байкальского рифта, формирование Байкало-Патомского нагорья. Последнее обстоятельство привело к воздыманию сопредельной территории платформы с образованием основной нефтегазоносной структуры - Непско-Ботуобинской антеклизы. Современная структура платформы сформировалась под воздействием активных сжимающих тектонических напряжений.

Таким образом, Сибирская платформа, начиная с позднего протерозоя по современный период, прожила довольно бурную геологическую жизнь, на протяжении которой ее размеры несколько сократились. Континентальная кора кратона, видимо, содержала весомую долю пород нижнепротерозойского образования, что обусловило относительно пластичный ее характер. Следствием последнего обстоятельства является небольшая, по сравнению с Восточно-Европейской платформой, протяженность рифтовых зон, наличие крупных впадин и поднятий в современной структуре платформы и, вероятно, повышенный тепловой поток.

Оценивая формирование отложений базального комплекса с геодинамических позиций следует отметить, что на большей части территории платформы они накапливались в условиях рифтовых зон или были отгоржены от кратона на последующих стадиях тектонической активизации (Верхоянская шовная зона, Енисей-Хатанский рифт). В рифее пассивные континентальные окраины существовали в южной части кратона вдоль современного Байкало-Патомского нагорья, Восточного Саяна, Енисейского кряжа и, возможно, на севере в Лено-Оленёкском междуречье.

В свою очередь, геодинамика центральных и северо-восточных областей Русской плиты обуславливается взаимоотношением пассивной континентальной окраины и серии осложняющих ее авлакогенов.

Вся северо-восточная краевая часть платформы на ранних этапах формирования осадочного чехла представляла собой пассивную континентальную окраину. Ширина области накопления осадочных пород (по современным материалам) составляла 60 - 80 км, за исключением вдающейся во внутреннее поле кратона впадины прямоугольных очертаний (Мезенская синеклиза), которая имеет ширину порядка 400 км.

Среди трех выделенных на рассматриваемой территории авлакогенов (Среднерусского, Беломорского и Кажимского) наиболее значимым является Среднерусский, который пересекает с северо-востока на юго-запад больше половины Русской плиты. Над ним сформировалась крупная впадина -Московская синеклиза. Вкрест Среднерусского авлакогена простирается Беломорский, ограничивающий распростронение отложений базального комплекса во внутреннем поле кратона. Беломорский авлакоген протягивается

с северо-запада на юго-восток, одной стороной глубоко вдаваясь в область Балтийского щита, а другой, примыкая к Среднерусскому авлакогену. В то же время, с юго-востока, близко к Среднерусскому авлакогену, подходит Кажимский авлакоген, который протягивается от условной зоны сочленения под углом 20 - 25 в южном, юго-западном направлении относительно простирания Среднерусского авлакогена.

Таким образом, намечается трехлучевое сочленение перечисленных выше авлакогенов от, возможно, единого основания. Эта триада обуславливает глубоко вдающуюся во внутреннее поле кратона область пассивной континентальной окраины (Мезенскую синеклизу).

Рассматривая историю геологического развития центральных и северовосточных областей Русской плиты с позиций геодинамического анализа, можно выделить следующие основные этапы: 1 - в рифее происходит заложение трехлучевой системы рифтов, внутриплатформенные окончания которых характеризуются континентальным осадконакоплением. Осуществляется формирование пассивной континентальной окраины с накоплением мощных (6-8 км) толщ отложений, преимущественно глинистого состава; 2 - в венде происходит коллизия Русской и Печерской плит, закрытие океанического бассейна и накопление поздневендских отложений в условиях внутриплатформенного морского бассейна; 3 - в нижнем, среднем палеозое отмечаются терригенные (пестроцветные, красноцветные) отложения небольшой мощности, приуроченные главным образом к впадинам краевой части Русской плиты. Начиная с карбона осуществляется накопление отложений карбонатного структурно-формационного комплекса, соединившиеся плиты выступают как единая платформа. Карбонатное осадконакопление продолжается до начала триасового периода; 4 - в триасе происходит всплытие платформы и накопление континентальных отложений терригенного комплекса.

Оценивая геодинамическую ситуацию на Восточно-Европейской платформе в период формирования отложений базального комплекса можно заключить, что рассматриваемый кратон избежал деструкции, и толщи пород базального комплекса накапливались в условиях пассивных континентальных окраин. В качестве исключения выступают области развития каледонид Балтийского щита и герцинид кряжа Карпинского.

Пассивные окраины анализируемых кратонов неодинаковы по характеру отложений базального комплекса, их можно разделить на две группы.

Первая группа характеризуется циклическим строением и небольшими мощностями слагающих ее отложений, толща хорошо структурирована. Очевидно, такого строения толщи накапливаются в мелководных окраинных морях. Типичными примерами отложений пассивных окраин первой группы являются рифей-вендские отложения Ангаро-Ленской ступени. С некоторой долей условности к этой группе можно отнести и рифейские отложения

Мезенской синеклнзы. В последнем случае мы имеем более-менее структурирований разрез, обогащенный темноцветными, глинистыми отложениями, но большой мощности. Видимо, такая специфика разреза обуславливалась формированием отложений в быстро погружающейся полузамкнутой впадине, ограниченной Беломорским и Среднерусским авлакогенами. В пределах первой группы континентальных окраин хорошо прослеживаются и чётко ограничиваются районы регионального выклинивания песчаных пластов, занимающие гипсометрически приподнятое положение и выступающие как ЗНГН. По характеристике осадконакопления с определённой долей условности к рассматриваемой группе можно отнести отложения Московской синеклизы.

Вторая группа характеризуется повышенным содержанием песчаного материала, большими мощностями отложений, менее выраженной структурированностью толщи, активным проявлением сингенетичной осадконакоплению дизъюнктивной тектоники, обуславливающим ступенчатое погружение краевой части платформы. Перечисленные особенности не позволюят выделить во второй группе пассивных континентальных окраин районы регионального выклинивания песчаных пластов. Примерами отложений пассивных окраин второй группы являются рифейские толщи Уральского прогиба, Присаянья и Енисейского кряжа. Формирование таких отложений, в отличие от вышерассмотренного случая, видимо, происходило в относительно глубоководных окраинных морях.

Таким образом, Восточно-Европейская платформа в меньшей степени подверглась процессу деструкции, чем Сибирская платформа, и обладает большей площадью пассивных континентальных окраин, перспективных в нефтегазоносном отношении; рифтовые зоны Восточно-Европейской платформы выполнены терригенными отложениями, преимущественно континентального происхождения, а Сибирской - морскими, преимущественно глинисто-карбонатными отложениями.

Изложенные материалы позволяют сформулировать второе защищаемое положение.

4. Свойства отложений базальных комплексов, определяющие нефтегазоносность 4.1. Вещественно-структурная зависимость формирования резервуаров от строения кристаллического фундамента Вещественно-структурную зависимость резервуаров базального комплекса от кристаллического фундамента целесообразно рассматривать на хорошо разбуренном участке территории, где плотность бурения позволяет картировать изучаемые параметры. Таким участком является НБА Сибирской платформы. При изучении изменений состава песчаных пластов по минералогическим профилям отчетливо прослеживается смена минеральных

ассоциаций в составе пластов по направлению от северной половины НБА к южной. Минеральный состав песчаников к северу от выделенной границы отличается повышенной зрелостью, выраженной в резком преобладании мономинеральных, кварцевых разностей, при полном отсутствии граувакковой составляющей. От состава песчаных пластов зависят коллекторские свойства резервуаров, образуемых этими пластами. Проведенный анализ песчаников показал, что пористость их в северной части НБА на треть выше, чем в южной. Поскольку основным источником сноса при формировании отложений базального комплекса являются породы фундамента, то выявленные различия в составе и коллекторском потенциале продуктивных резервуаров НБА следует связывать со строением кристаллического цоколя.

Анализ геологической карты фундамента позволил заключить, что территория НБА является сочленением двух блоков фундамента. Граница между блоками проходит по тектоническому шву, совпадающему с границей раздела полей песчаников различного минерального состава. Северный блок имеет преимущественно архейский возраст пород, а южный - карельский. Генерализуя вещественную характеристику пород, можно выделить следующие различия в составе между южными и северными блоками фундамента:

- на юге интрузивные породы фундамента занимают около 18% площади и представлены преимущественно кислыми и щелочными разностями (граниты, плагиограниты, граносиениты);

- на севере доля полнокристаллических пород резко снижается, составляя приблизительно 4%. В составе кристаллического фундамента преобладают основные породы (монцодиориты, диориты);

Вследствие специфики состава субстракта, породы южного блока фундамента содержат высокий процент химически устойчивых, прочных минералов, кварца, калий-натриевого полевого шпата, плагиоклаза. Поэтому из размывающегося субстракта будут выноситься такие устойчивые компоненты, как кварц и полевые пшаты, обеспечивая состав вышезалегаюших песчаных пластов. Породы фундамента северной части НБА имеют меньшую устойчивость к механическому разрушению. В составе пород имеется не два, как в вышерассмотренном случае, а один устойчивый минерал - кварц. Правда, в процентном отношении его доля значительно ниже, чем в южной части НБА, но активно формирующиеся коры выветривания служили неограниченным поставщиком осадочного материала. В процессе осадконакопления это приводит к формированию песчаных пластов, обогащенных кварцем.

Структурную зависимость формирования резервуаров от строения кристаллического фундамента рассмотрим на примере южной части НБА, где проведена высокоточная магнитометрия. В магнитном поле этой территории

выделяются линейные зоны положительных аномалий (ЗПА), имеющие сложную внутреннюю структуру. Эти зоны разделяются участками отрицательных значений магнитного поля, не обладающими какой-либо инфраструктурой, условно назовем эти участки зонами отрицательных аномалий (ЗОА). Исходя из опьгга интерпретации магнитометрии, можно рассматривать ЗПА как зоны повышенной тектонической активности, создающие рельеф (гряды) на поверхности осадконакопления. В этой связи сопоставим карту песчанистости базального комплекса с выделенными ЗПА. Контуры районов с повышенной песчанистостью совпадают с границами ЗПА. Очевидно, что в районах с повышенной песчанистостью коллекторские свойства песчаников будут возрастать.

Таким образом, влияние дизъюнктивной тектоники фундамента обуславливает формирование повышенной мощности резервуаров с улучшенными коллекторскими свойствами.

4.2. Неструктурный тип первичных ловушек УВ

Отложения базального комплекса имеют циклический характер строения. В условиях мелководного морского бассейна последовательное повторение седиментационных циклов приводит к тому, что формирующиеся структуры будут нивелироваться, оставляя вместо себя ореол более грубых отложений. Рассмотрим на конкретных примерах справедливость этого утверждения. В качестве первого объекта анализа выберем сопряженные Ярактинскую, Аянскую и Дулисминскую площади южной части НБА. Выбор объекта обусловлен наличием крупной дизъюнктивной структуры - Аянского надвига, протягивающейся от скв. № 31 на расстояние свыше 40 км в направлении скв. № 59. Продуктивными в изучаемом районе являются отложения непской свиты, залегающей на фундаменте и сложенной циклически построенной терригенной толщей. При детальной корреляции отложений в составе непской свиты выделяются три циклита. Проведенные палеотектонические и литофациальные реконструкции условий формирования отложений позволяют установить, что нарушение сформировалось в третьем циклите, на заключительной стадии накопления непской свиты. Но мощности и фации вышележащих отложений тирской свиты свидетельствуют о полном выравнивании поверхности осадконакопления к началу фрмирования тирских отложений.

Другим примером, характеризующим проявления нарушений кристаллического цоколя, является Даниловская площадь. На Даниловской площади, так же как и в вышеописанном районе, древние терригенные толщи представлены непской свитой. Выше залегают отложения карбонатной даниловской свиты. Но, в отличие от предыдущего случая, непская свита Даниловской площади сложена лишь третьим циклитом. Причем упомянутый третий циклит представлен глинистыми осадками. В пределах площади на

поверхности предданиловского размыва фиксируются два выступа кристаллического фундамента, в скв. №144 и №3. Амплитуду выступов можно оценить по средней мощности отложений непской свиты, которая составляет 35 м. Учитывая, что размылась и часть гранитного выступа, можно предполагать амплитуду поднятий около 50 м. Фациальный анализ показывает, что первый выступ был сформирован до накопления непской свиты, а второй -после. В предданиловское время оба выступа были размыты, и в отложениях даниловской свиты не отражены.

Проведенные исследования на территориях, где тектонические нарушения фундамента имеют подтверждение по данным бурения, показывают, что выступы поверхности осадконакопления, высотой первые десятки метров, размываются за период развития одного цикла осадконакопления. Поскольку для залегающих на фундаменте древних терригенных толщ нарушения кристаллического цоколя являются структурообразующим фактором, можно констатировать, что сингенетичного осадконакоплению стругаурообразования в мелководно-морских древних терригенных отложениях не происходит. Структурно-литологический анализ, проведенный по другим площадям, где залежи УВ не были переформированы (Марковской, Верхнечонской), подтверждает сделанное заключение.

Следовательно, первичными ловушками УВ в условиях мелководных окраинных палеоморей будут являться неструктурные ловушки, связанные с линзами улучшенных коллекторов внутри песчаных резервуаров (залежь нефти в парфеновском горизонте Марковской площади) или с зонами регионального выклинивания песчаных пластов вдоль береговой линии (Яракгинская, Дулисминская, Верхнечонская залежи в безымянном, марковском горизонтах и их стратиграфических аналогах), которые изначально занимали гипсометрически приподнятое положение.

4.3. Процессы вторичных изменений фильтрационно-ёмкостных свойств

резервуаров

Впервые с проблемой вторичной цементации столкнулись иркутские геологи, на территории, отвечающей южной части НБА. Проявилось это в отсутствии притоков при испытании горизонтов. Происходило запечатывание коллектора вторичным цементом. Рассмотрим этот вопрос более подробно на принятом нами полигонном участке - южной части НБА. В пределах полигона в непской свите венда выделяются два продуктивных горизонта песчаников: безымянный и марковский. Среднее содержание цемента в песчаниках анализируемой территории составляет 17%, а отдельные компоненты цемента выстраиваются в следующий ранжированный ряд: глинистый, карбонатный, соляной, регенерационно-кварцевый, ангидритовый. В приведенном ряду первые три компонента составляют свыше 80 % от объема цемента. Поэтому рассмотрим особенности формирования только этих основных компонентов.

Для безымянного и марковского горизонтов, сформированных в условиях мелководного морского бассейна с терригенным осадконакоплением, глинистый цемент песчаников является сингенетичным осадконакоплению, а соляной и карбонатный - эпигенетичными. Следовательно, наложенная цементация южной части Непско-Ботуобинской антеклизы определяется карбонатным и соляным компонентами цемента. Количество соляного цемента определялось как разница между замером пористости образца песчаника до промывки пресной водой и после этого процесса. Метод разработан в лаборатории физики пласта ПГО "ВостСибнефтегазгеология".

Для выявления особенностей развития соляной цементации использовался факторный анализ в модификации «метод главных компонент». В качестве признаков употреблялись параметры: первый - значение пористости до промывки водой (А); второй - значение пористости после промывки водой (Б); третий - значение проницаемости до промывки водой (С) и четвертый - коэффициент засолонения (В). Под коэффициентом засолонения понимается отношение объема пор, занятых солью, к общему объему открытых пор, в процентах. Выбор признаков обусловлен относительным равенством информативности и меры используемых параметров.

Анализ показывает, что процесс засолонения песчаников зависит от трех основных факторов. Факторные веса, которые фиксируют, насколько велик вклад данного фактора в общую изменчивость признаков, в случае анализа марковского горизонта составляют 0.45; 0.31; 0.14; для безымянного горизонта - 0.52; 0.39; 0.09. Поскольку два первых фактора для данной совокупности точек наблюдения являются определяющими, остановимся подробнее на их интерпретации, пренебрегая третьим, второстепенным фактором. Факторная структура первого фактора в случае марковского горизонта составляет Ф10 54 = (В 093 Б 032): (А о» С обо), а для второго фактора Ф2 о31 = Б 090 С ово В озо- В случае безымянного горизонта, соответственно, Ф1052 = (А о94 С oso) : А 075 и Ф 039 = Б 0 97 В 064 С 042 •

Изучение факторных нагрузок и структуры не позволяет однозначно интерпретировать геологическую природу факторов, обуславливающих процесс засолонения. В связи с этим использовался анализ поля расположения точек наблюдения. В результате удалось установить, что выделяются, как минимум, три механизма образования соляного компонента цемента. Первый характеризует региональный план и контролируется изменением термобарических условий (преимущественно температурных). Два остальных характеризуют процессы, связанные с формированием залежей УВ. Процессы, обуславливающие это явление, могут быть связаны с фазовыми переходами УВ флюидов; миграцией флюидов (как углеводородных, так и тяжелых пластовых рассолов) по зонам нарушений; цементацией коллектора в зонах древних ВНК, положение которого неоднократно изменялось за время

существования залежи У В. Вероятно, карбонатная цементация резервуаров осуществляется аналогичным образом. Обращает на себя внимание весьма низкое содержание нефтяного компонента цемента в продуктивных песчаных пластах, видимо, на завершающей стадии развития НГК преобладала миграция газовой составляющей и осуществлялась «промывка» резервуаров газом.

Оценивая развитие вторичной цементации в целом по изученной бурением территории Сибирской платформы, можно констатировать, что вторичные компоненты цемента составляют около 50% от объема цемента резервуаров, а в области соседства резервуаров с солесодержащими отложениями (тирская свита) количество вторичных компонентов цемента достигает 70%, полностью заполняя поровое пространство резервуаров. Сравнивая развитие вторичной цементации резервуаров базального комплекса Сибирской платформы и Русской плиты, следует отметить повсеместно высокое количество вторичных компонентов в объеме цемента. Содержание эпигенетических компонентов цемента в отложениях верхнепротерозойских песчаников Московской синеклизы составляет 40%, а Мезенской впадины -30%. При этом, чем меньше общее содержание цемента в породе, тем активнее развивается вторичная цементация резервуаров. То есть, чем лучше коллектор, тем больше он подвержен влиянию эпигенетических процессов. Характерно повышенное, более, чем в два раза, содержание регенерационно-кварцевого цемента в резервуарах базального комплекса на территории Московской синеклизы. Вероятно, оно обуславливается поступлением глубинных гидротермальных растворов, обогащённых кремнистыми компонентами. Следовательно, особенности конкретного набора и величины вторичных компонентов цемента будут индивидуальны для различных территорий, но в целом эпигенетическая составляющая цемента резервуаров базального комплекса составляет около 40% от общего объема цемента.

Таким образом, нефтегазоносно сть базального структурно-формационного комплекса в ЗНГН контролируется следующими, присущими ему свойствами: вещественно-структурной зависимостью формирования резервуаров от кристаллического фундамента, преобладающим развитием неструктурных первичных ловушек УВ, интенсивной вторичной цементацией резервуаров. Изложенные материалы позволяют сформулировать третье защищаемое положение.

5. Сравнительная характеристика и оценка перспектив нефтегазоносности отложений базальных комплексов ВосточноЕвропейской и Сибирской платформ

5.1. Резервуары и покрышки Резервуары Сибирской платформы подразделяются на два класса: связанные с терригенным коллектором и - с карбонатным коллектором.

Резервуары, обладающие терригенным коллектором, относятся к типу поровых-пластовых и связаны, в основном, с песчаными пластами венда. Эфективная мощность рассматриваемых резервуаров меняется от 0 до 23 м., составляя в среднем 7 м. Коллекторские свойства вендских резервуаров Сибирской платформы невысокие, средняя пористость составляет 9,08%, проницаемость 80,19 млд. Надо полагать, что первичные коллекторы обладали лучшими инфильтрационно-ёмкосными характеристиками, но процессы вторичной цементации снизили их коллекгорский потенциал. В зонах развития улучшенных коллекторов коллекторские свойства резервуаров возрастают в 3-4 раза.

Резервуары, связанные с карбонатными коллекторами, в морфологическом отношении относятся к типу массивных и характеризуются сложным порово-каверно-трещинным коллектором. С карбонатными резервуарами связаны залежи УВ Юрубчено-Тахомской зоны. Средние значения коллекторских свойств резервуаров составляют: трещинно-каверновая емкость - 5,2%; трещинная проницаемость 2112 млд. Диапазон изменения трещиннной проницаемости составляет от 1 до 9420 млд., ёмкость трещин оценивается около 0,5%, а ёмкость каверн 4,7%. Эфективная мощность рассматриваемых резервуаров меняется от 0 до 200 м, составляя в среднем около 70 м.

Региональной покрышкой рассмотренных выше резервуаров явлляется соленосно-карбонатная толща усольской свиты нижнего кембрия. Мощность свиты 300-750 м, при этом мощность соленосных отложений составляет 6070%. На зональном уровне, в качестве покрышки, могут рассматриваться карбонатные отложения верхнемотской подсвиты (в современном понимании это тэтэрская, собинская и катангская свиты и их аналоги). Мощность отложений подсвиты 200-220м. Как локальная покрышка могут рассматриваться аргиллиты непской свиты и ее аналогов. Мощность аргиллитов меняется от 20 до 80 м. В современных условиях локальные покрышки, сложенные аргиллитами непской свиты удерживают залежи в нижних пластах Ярактинского, Верхне-Чонского, Ванаварского и др. месторождений.

Переходя к рассмотрению резервуаров и покрышек отложений базального комплекса Русской плиты, следует отметить, что полной ясности в этом вопросе нет, в особенности для территории Мезенской синеклизы. Как было показано в предыдущих главах, относительно мощная рифейская толща вскрыта на территории Мезенской синеклизы только на одной площади -Усть-Няфтинской, поэтому приводимые рассуждения будут иметь предварительный характер. Резервуары рифейских отложений Мезенской синеклизы, очевидно, будут пластового типа. Коллекторские свойства песчаников, формирующих эти резервуары (оменская свита), очень низкие. Значения пористости варьируют от 0,27 до 9,41 %; с преобладанием значений в

пределах 0,87-4,9%. При этом значения проницаемости меняются от 0,002 до 6,34 млд, с преобладанием значений в пределах 0,008-1,31 млд. В венде наблюдается улучшение коллекторских свойств резервуаров. В уфтюгской свите венда средние значения открытой пористости меняются от 6,85% (скв. Уфтюгская-1) до 10,05% (скв. Усть-Няфтинская-1); проницаемость меняется от 0,17 млд (скв. Усть-Няфтинская-1) до 7,57 млд (скв. Яренская-1). Средние значения, соответственно, 8,48% и 2,74 млд. Залегающая выше усть-пинежская свита характеризуется близкими показателями коллекторских свойств: пористость песчаных отложений усгь-пинежского резервуара меняется от 2,01% (скв. Оменская 1) до 14,11% (скв. Яренская - 1), а проницаемость меняется от 0,05 млд (скв. Лешуконская - I) до 14,11 млд (скв. Яренская - 1), средние значения, соответственно, составляют 7,24% и 4,01 млд. Рассмотренные песчаники перекрываются толщей аргиллитов, венчающих разрез свиты. Мощность глинистых пород варьирует от 370 до 540 м, они играют роль региональной покрышки. Выше по разрезу верхнепротерозойских отложений располагаются мезенская и падунская свиты, резервуары которых обладают более высокими коллекторскими свойствами, но они залегают выше региональной покрышки (усть-пинежских глин), поэтому маловероятно поступление УВ флюидов из нижележащих отложений, а сами породы этих свит находятся на низкой стадии литогенеза и не могут генерировать УВ.

Следующей крупной территорией распространения

верхнепротерозойских отложений в пределах Русской плиты является Московская синеклиза. Рифейские отложения в пределах Московской синеклизы выполняют рифтовые грабены, и не имеют четко ограниченных резервуаров. По разрезу рифейской толщи пористость меняется от 0,7 до 13,1%, составляя в среднем 8,34%, а проницаемость от 0,57 до 23,4 млд, составляя в среднем 3,02 млд. Соответственно, коллекторские свойства рифейских отложений оцениваются как низкие. Коллекторский потенциал вышележащих отложений венда оценивался преимущественно для центральной части синеклизы. Резервуар редкинской свиты обладает низкими коллекторскими свойствами, пористость изменяется от 1,9 до 7,2%, составляя в среднем 4,3%, а проницаемость - от 0,1 до 8,96 млд, составляя в среднем 1,33 млд. Вышележащие песчаники учекой свиты более чем в 2 раза превосходят по коллекторскому потенциалу рассмотренные параметры редки некого резервуара. Пористость коллекторов учекой свиты изменяется от 5,6 до 25,7%, составляя в среднем 13,6%, а проницаемость - от 0,1 до 20,2 млд, составляя в среднем 6,83 млд. Нейская свита, залегающая на учекой, обладает песчаниками, характеризующимися изменением пористости от 4,1 до 15,5% (средние значения 8,83%) и проницаемости - от 0,1 до 5,75 млд (средние значения 2,83 млд). В основании лежащей выше нижнеповаровской подсвиты залегают песчаники, пористость которых меняется от 6,19% до

20,9% (средние значения 11,78%), а проницаемость от 0,1 до 74,3 млд (средние значения 16,89 мдд). Песчаники верхнеповаровской подсвиты характеризуются пористостью, изменяющейся от 7,05% до 19,5% (средние значения 11,24%), а проницаемость меняется от ОД до 179,9 млд (средние значения 37,4млд). Завершающая равзрез вендских отложений буйская свита обладает песчаниками, имеющими пористость 13,6% и проницаемость 49,8 млд. Региональной покрышкой для резервуаров базального комплекса Московской синеклизы выступают вышележащие карбонатные толщи палеозоя. В качестве зональной и локальной покрышки могут рассматриваться глинистые отложения венда, разделяющие песчаные пласты.

Сравнивая коллекторские свойства резервуаров отложений базального мегакомплекса Сибирской платформы и Русской плиты, можно заключить, что песчаники рифея Московской синеклизы и Лешуконского прогиба Мезенской синеклизы обладают низкими ёмкостными характеристиками и сопоставимы в этом отношении с кавернозно-трещинными карбонатными коллекторами Юрубчено-Тахомской зоны, но по фильтрационным свойствам карбонатные резервуары на 4-5 порядков выше. Песчаники вендских отложений обеих платформ, в пределах рассматриваемых территорий, сопоставимы по ёмкосным характеристикам, но фильтрационные качества резервуаров Сибирской платформы в 3-4 раза превосходят проницаемость песчаников Мезенской и Московской синеклиз.

5.2. Типы ловушек и характер нефтегазонакопления

В пределах анализируемых территорий, Мезенской и Московской синеклиз Русской плиты и Сибирской платформы, месторождения УВ в отложениях базального комплекса выявлены только на Сибирской платформе. Все выявленные месторождения приурочены к южной её части (Непско-Ботуобинская, Западно-Вилюйская, Катангская, Байкитская, Ангаро-Ленская, Присаяно-Енисейская и Предпатомская НТО Лено-Тунгусской НГП). На сегодняшний день на государственном балансе числится 31 месторождение УВ, из них 6 находятся в разведке.

Анализ ловушек УВ, с которыми связаны выявленные на Сибирской платформе месторождения нефти и газа, позволяет выделить три типа ловушек: литологический, структурно-литологический и структурный. Проведённые палеотектонические и лито-фациальные реконструкции позволяют заключить, что первый и второй типы ловушек являются первичными для заполняющих их флюидов, а ловушки третьего типа были сформированы значительно позже и заполнялись в результате переформирования первичных залежей УВ из ловушек первого и второго типов. Изложенные материалы подтверждают свойство отложений базальных комплексов формировать преимущественно неструктурные первичные ловушки УВ.

5.3. Общность и отличие геологических условий контролирующих нефтегазоносность

Базальные мегакомплексы Сибирской платформы и Русской плиты представлены, в основном, венд-рифейскими породами, которые образуют многокилометровые толщи как терригенных, так и карбонатных отложений. Мощность верхнепротерозойских отложений Енисейского кряжа достигает 14 км, а Предтиманского прогиба - свыше 10 км.

На Русской плите отложения базального комплекса занимают рифтовые и надрифтовые депрессии и зоны перикратонных опусканий На Сибирской платформе заполнение осадками надрифтовых депрессий пока не установлено. Возможно, такие депрессии формируются только над крупными рифтовыми системами. Ведь над Кажимским авлаюогеном пока не установлено области прогибания, выполненной вендскими осадками. Сопоставимых по масштабу со Среднерусским авлакогеном, рифтовых систем на Сибирской платформе не отмечается. Возможно, это обусловлено более активной переработкой Сибирской платформы в период нижнепротерозойской деструкции. Благодаря этому обстоятельству, доля нижнепротерозойских пород в фундаменте Сибирской платформы значительна, что придает ему относительную пластичность. В результате этого дизъюнктивные деформации переходят в пликативные, и возникающие рифтовые расколы быстро гасятся.

Характерным моментом является преимущественно терригенное заполнение осадками формирующихся рифтовых систем на Русской плите, и карбонатное на Сибирской платформе. Вероятно, это связано с различными климатическими условиями, в которых находились рассматриваемые территории. Климат в пределах центральных и северо-восточных областей Русской плиты был гумидный, прохладный, а в пределах Сибирской платформы - аридный, жаркий. Если высказанное предположение справедливо, то можно допустить большее развитие органики в условиях Сибирской платформы, что повышает перспективы нефтегазоносности ее базальных комплексов. Помимо этого, карбонаты более подвержены влиянию вторичных процессов (выщелачивание, перекристаллизация), формирующих коллектор. Это обстоятельство также ставит в более благоприятные условия Сибирскую платформу.

Сравнивая стратиграфическую приуроченность нефтегазоматеринских пород базальных отложений Сибирской и Восточно-Европейской платформ, можно констатировать следующее. На востоке Сибирской платформы наиболее мощные толщи темно-серых, черных шин (около 300-400 м), обогащенных органикой, приурочены к каяергатской свите верхнего рифея. Расстояние, на которое протягивается в выдержанных фациях качергатская свита, соответствует протяженности Байкало-Патомского нагорья от Иркутска до Витима, то есть, около 1500 км. Приведенные параметры несравнимы с нефтегазоматеринскими свитами венда, мощность которых - первые десятки

метров, а протяжённость распространения около 200 км. Вероятно, в качестве основного нефтегазогенерирующего комплекса, на сегодняшней стадии изученности Сибирской платформы, следует рассматривать рифейские отложения.

На юго-западе платформы выделяется крупная Юрубчено-Тахомская ЗНГН, связанная с карбонатами рифейского комплекса. Рифейские нефтегазоносные горизонты Юрубчено-Тахомской ЗНГН перекрываются красноцветными отложениями венда. Поскольку вендские отложения не способны генерировать УВ, то остается допустить, что нефтегазоматеринским потенциалом обладает рифейская толща. Действительно, в ее составе есть отложения, содержащие ОВ в среднем около 8% (ирэмэкенская свита) в прослоях аргиллитов общей мощностью до 20 м, а в пределах катангской седловины - аянская тсшща (вероятный возрастной аналог аргиллитов ирэмэкенской свиты). Обогащенность ОВ аргиллитов и мергелей аянской толщи составляет 1,7-3,2%. Следовательно, и в пределах юго-западной части Сибирской платформы, основной генерирующей УВ толщей будут рифейские отложения. Остальные части поля распространения отложений базального комплекса изучены настолько слабо, что нет возможности провести оценку приуроченности предполагаемых нефтегазоносных толщ.

На территории Русской плиты приоритет рифейских отложений, как основной генерирующей УВ толщи менее ощутим. В пределах Мезенской синеклизы вендкие отложения (по крайней мере, в верхней части разреза) слабо литифицированы, только рифейская толща обладает достаточной зрелостью ОВ, допускающей возможность генерации УВ. Относительно Московской синеклизы следует признать, что наиболее вероятной, генерирующей УВ толщей, является редкинская свита венда, поскольку значительная часть отложений рифея представлена красноцветными континентальными отложениями. В пределах Балтийской синеклизы генерирующей УВ толщей, видимо, являются обогащённые ОВ кембрийские аргиллиты. В то же время, на восточной окраине Русской плиты, в качестве нефтегенерирующих пород выделяются отложения калтасинской свиты нижнего рифея. Протяжённость распространения свиты свыше 800 км, а мощность обогащённых ОВ отложений составляет несколько тысяч метров.

Возраст отложений базального комплекса Сибирской платформы более древний, чем Русской плита. Однако, если учесть, что более 90% от мощности отложений базального комплекса Русской плиты составляют верхнепротерозойские толщи, то можно считать его почти одинаковым. Следовательно, условия накопления УВ на рассматриваемых территориях были близкими.

Вторичная цементация коллекторов активно проявилась на обеих изучаемых платформах. Наибольшего развития вторичная цементация достигает при наличии соляного компонента цемента. Поскольку в разрезе

базальных комплексов Русской плиты соляные отложения развиты слабо, то рассматриваемое свойство проявилось в значительно большей степени на Сибирской платформе, и сыграло положительную роль в сохранности залежей УВ.

Одним из наиболее значимых условий, контролирующим нефтегазоносность отложений базального комплекса, является определение преобладающего типа ловушек УВ. Проведённые палеотектонический и лито-фациальный анализы районов известных месторождений УВ Сибирской платформы позволили установить, что в палеоусловиях мелководного терригенного осадконакопления первичными типами ловушек УВ в отложениях базального комплекса являются литологический и структурно-литологический, большей частью приурочнные к зонам регионального выклинивания песчаных пластов вдоль контура береговой линии палеоморя. В случае перестройки регионального структурного плана, УВ флюиды могут перемещаться в ближайшие по региональному склону структурные ловушки, имеющие наложенный генезис. Примерами структурно-литологических и литологических ловушек УВ могут являться залежи в безымянном, марковском горизонтах и их аналогах Ярактинского, Дулисминского, Верхнечонского месторождений, в парфеновском горизонте Марковского месторождения. На Русской штате пока не обнаружено залежей УВ, как на территории Московской, так и Мезенской синеклиз. Проводившиеся поиски таких залежей осуществлялись исключительно в структурных ловушках. Однако, используя опыт, накопленный на Сибирской платформе, можно применить иные подходы к поискам скоплений УВ на указанных территориях.

В рифтовых зонах Сибирской платформы накапливались карбонатные толщи, предрасположенные к развитию вторичных коллекторов. С трещинно-кавернозным коллектором связано крупнейшее на Сибирской платформе Юрубчено-Тахомское месторождение УВ, перспективными представляются и другие рифтовые зоны. На Русской плите рифтовые структуры заполнены терригенными, в значительной степени континентальными, отложнениями. Практика поисковых работ в Московской синеклизе показывает на невысокие перспективы нефтегазоносное™ этих структур.

Сравнительная оценка параметров предполагаемых нефтематеринских свит, развитие неструктурных ловушек УВ и условий сохранности месторождений свидетельствуют о значительно более высоких перспективах нефтегазоносности отложений базального мегакомплекса Сибирской платформы по сравнению с рифей-вендскими отложениями Руской плиты.

5.4. Выделение прогнозных зон нефтегазонакопления

В предыдущих главах был выделен базальный комплекс отложений осадочного чехла и определены его свойства. На базе установленных свойств с позиции структурно-тектонического анализа произведем сравнение

перспектив нефтегазоносности базальных комплексов Сибирской и ВосточноЕвропейской платформ.

На Сибирской платформе в отложениях базального комплекса выявлено свьппе тридцати месторождений УВ, которые приурочены к южной части платформы. Основная выявленная зона нефтегазонакопления (ЗНГН) связана с полосой регионального выклинивания песчаных пластов венда на территории НБА (зона А, рис. 2). Дальнейшие перспективы прироста ресурсов УВ зоны А связываются с изучением слабо разведанных участков территории антеклизы и доразведкой выявленных месторождений УВ. На западном продолжении полосы регионального выклинивания песчаных пластов, именуемой как Ван аварская ЗНГН (зона В, рис. 2) продуктивные отложения представлены красноцветными породами, неспособными генерировать УВ. Предполагается, что флюиды УВ могут поступать в возможные ловушки полосы выклинивания вендских песчаников из отложений рифея, выполняющих прогнозируемые рифтовые зоны. На отдельных участках территории платформы рифейские отложения могут образовывать самостоятельные ЗНГН, подобные Юрубчено-Тахомской (зона Б, рис. 2). Наиболее вероятно, что такие ЗНГН, связанные с рифейскими отложениями, выполняющими рифтовые структуры, будут формироваться в поле развития региональной соленосной покрышки (зона 3, рис.2). Выделенные, прогнозные ЗНГН, под наименованием Котуйская (зона И, рис. 2) и Уджинская (зона К, рис. 2), в меньшей степени способны сохранять возможные залежи УВ. Об этом косвенно свидетельствуют многочисленные бтумные поля, выявленные на поверхности, вблизи предполагаемых ЗНГН (см. рис. 2).

Определенный интерес может вызывать и прогнозная ЗНГН, именуемая как зона Л (Нижнеоленёкская), изученность её крайне низкая. Предпосылки нефтегазоносности отложений базального комплекса прогнозной Нижне оленёкской ЗНГН основываются на выделении в пределах рассматриваемой территории мелководной, пассивной континентальной окраины. Косвенным подтверждением наличия УВ потенциала недр этой территории являются поля битумов, картируемые на поверхности в пределах рассматриваемой ЗНГН. Аналогичными признаками характеризуется Енисейская прогнозная ЗНГН (зона Ж, рис. 2). Весьма перспективной может быть Ленская ЗНГН (зона Г, рис. 2). Эта зона обладает хорошими удерживающими УВ флюиды свойствами. Поступление УВ возможно из зоны Пеледуйского рифта. Восточный борт этого рифта, к которому приурочено Бысыхтахское ГК месторождение, имеет плохие, удерживающие УВ, свойства, поэтому как возможная ЗНГН может выделяться с большой долей условности.

Месторождения УВ

1 - К\ юмбимское НПС

2 - Ю pv6-iee«>- Тохомсдае НТК 1 - Цморипсиое ПС

А • Собинов* НТК

5 - Пяйгииское НТК

6 AraJKteucoc Г - Братское I К

8 - Атовское ГК

9 - КовыкгинскоеГ

I (1 - Марковские ГК

II - Ленское Г • Ярлктинсиое I ЦК 12 • Д\ л не минское НТК

i Я . Даниловское ГН

14 - Верчнечошюс НТК

15 • Вакч пайс кое HI К

16 • Тала капе кое Ш К 17*1 ымш чикаиское I Н

18 - Нижнсчамакншкос Г

19 - Чаяндинсхос НГК

20 - Среднеботуобинсюе НПС

21 - 1ас-К)ря\ское НГК

22 - Мпчобннсше НГ 2Я - Мир невское НГ

24 - Нелбиисюе I

25 - Иреллчскос НГК

26 - Иктсчсюос НГК

27 • Верхнсвилючановк ИГ

28 • Вилюйско-Джсрбинсюе 1

29 • Хопм (>-М\ рбайское )

40 - Огради и некое I

41 - Бысачтахскпе 1 К

Бнтч мные поля

I - Аиабаро-Хаганг«.»>е И • У 1а\ан-Юрячсю>с Ш. Нмжнскнскос IV - Вср\исм% некое V Мунско-Моторчунскос. VI - Куойско-Далдынское. VI] • Сччанскх: VIII - Уджинское IX • ОдонСкское; X - Цснтрально-ivich¿kcki>c XI Восгопно-Амабарское ХН-Снтитр-Марчииское. ХШ Тсшбннское XIV - Ami мжжое XV - Синеное. XVI - Юдомо-Майе кое, XVII - Копй-Медвежиисмае XVIII - рейскп-Летаинское XIX Нижиеч\ иьекое XX - П риса ямское

Зоны нефтегкюнаюп тения

А - Немско-Бопобмнская Ь Крубчено-Точомская В Ванаварская Г•Ленская Д - Усть-Kv тская Ж * Енисейская 3 - 1Тижне ангаре каш К - КОТУЯския К - Уджниская Л Нижнеоленекская

I-3 CZJ« И-5 ES-8

1 • границы платформы 2 - скважины глубокого б\ рент..

3 • №\(\д на нонерчноегь пораиернсгаллнческого фундамента.

4 - монтчр распространен ня банального комплекса

5 и х» нпсы кронли ба иль нот (ашнлекса б • месторождения УВ а - нефть б - пи 7 - м>нт\ры чина чьиоп> выклинивания пссчаиыч пластов 8 - юны нефтего-юкакоикення а) перспективные с доказанной нефтачоноеностъю ó) нмяапенные и прогнозные 9 бит\мяыеполя

Рис 2 Схематическая карта перспектив нефтегазоносности отлложений базального комплекса Сибирской платформы

Интересной является Усть-Кутская ЗНГН, приуроченая к парфёновским песчаникам, обрамляющим размытые отложения венда осевой части Усть-Кутского вала. В песчаниках северного обрамления вала выявлено Марковское ПК месторождение. Очень перспективны приподнятые восточные крылья парфёновской полосы песчаников и южная полоса песчаного обрамления рассматриваемого вала.

На остальных территориях распространения отложений базального комплекса отмечаются плохие условия сохранности возможных залежей УВ, большие глубины погружения отложений, специфические условия распространения месторождений УВ, характеризуемые единичными залежами, приуроченными к обособленным ловушкам различного генезиса (Атовское, Братское, Ковыктинское месторождения на Ангаро-Ленской ступени) и т. д., соответственно, эти территории не могут рассматриваться как возможные ЗНГН.

Таким образом, в отложениях базального комплекса осадочного чехлаСибирской платформы выделено 10 крупных перспективных ЗНГН с доказанной нефтегазоносностью и прогнозных, что позволяет высоко оценивать перспективы поиска новых скоплений УВ.

В свою очередь, для Восточно-Европейской платформы перспективы нефтегазоносности отложений базального комплекса выглядят менее оптимистичными. Как уже упоминалось, в рамках рассматриваемых территорий Московской и Мезенской синеклиз месторождений УВ выявлено не было.

Прямые признаки нефтегазоносности отложений базального комплекса на территории Московской синеклизы установлены на Даниловской площади, где из песчаников основания редкинской свиты был получен непромышленный приток нефти (до 50 л/сут, плотностью 0,797-0,818 г/см3). В керне скважин на Любимской, Дъяконовской, Рождественской, Медведевской, Пионерской, Котовской площадей наблюдались примазки нефти. В общей сложности верхнепротерозойские толщи пройдены ста тридцатью скважинами. Все пробуренные скважины закладывались на структурах, выявленных геофизическими методами. Вместе с тем, структуры, сингенетичные осадконакоплению отложений базального комплекса в условиях мелководного бассейна, скорее всего, размывались. Формирование новой генерации структур наиболее вероятно в период накопления верхнего (терригенного) структурно-формационного комплекса, когда отмечается активизация тектонических процессов. Однако, к этому времени основная фаза генерации УВ уже завершилась.

Возможно, ориентацией бурения только на структурные ловушки объясняется неудача поисков залежей УВ на территории Московской синеклизы. В условиях последней, наиболее контрастные структуры связаны с Рыбинско-Сухонским валом, образованным в результате инверсии

Среднерусского авлакогена, соответственно, основное количество поисковых скважин сосредоточено по простиранию осевой зоны синеклизы. Вместе с тем, в период формирования вендских резервуаров эта зона являлась наиболее погруженным участком бассейна. Сформированные на этом участке резервуары обладали пониженными коллекторскими свойствами по сравнению с резервуарами краевых частей синеклизы. Помимо этого, краевые части синеклизы всегда занимали приподнятое положение, что обеспечивало перемещение флюидов в этом направлении. Вероятно, что наиболее перспективные объекты поиска УВ скоплений будут приурочены к участкам улучшенных коллекторов в зонах выклинивания древних толщ.

Исходя из изложенного, областью развития прогнозных ЗНГН в отложениях вендского комплекса Московской синеклизы предполагается полоса регионального выклинивания песчаных пластов венда, располагающаяся вдоль границы синеклизы (рис. 3). Поскольку юго-восточный борт синеклизы обладает лучшими условиями сохранности возможных залежей УВ, то зона регионального выклинивания песчаных пластов, приуроченная к этому борту, выделяется в качестве основной ЗНГН.

Севернее, на территории Мезенской синеклизы, прямых признаков нефтегазоносности установлено не было, поэтому оценка перспектив поисков УВ скоплений осуществлялась по косвенным признакам. Для прогноза перспектив нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений Мезенской синеклизы большое значение имеют три обстоятельства:

- определение контуров распространения генерирующих УВ отложений, с учётом качества перекрывающих их флюидоупоров;

- выявление влияния на условия генерации УВ предвенского размыва;

- оценка влияния рифейских деформаций осадочного чехла на сохранность залежей УВ.

Рассматривая первое из выделенных обстоятельств, надо отметить, что основной нефтегазогенерирующей толщей Мезенской синеклизы являются рифейские отложения, которые перекрываются качественным флюидоупором (глины усть-пинежской свиты). Нефтегазоматеринские отложения венда (та же усть-пинежская свита) на большей части территории обладают невысокой степенью литогенеза, отвечающей стадии катагенеза ОВ - ПК, МК) и характеризуются небольшим содержанием ОВ (среднее СорГ=0, 25%), а, кроме того, региональной покрышкой для генерирующих УВ вендских толщ являются карбонатные породы карбона, которые по качеству покрышки значи тельно уступают глинам усть-пинежской свиты.

Скважинами и сейсмическими работами доказано отсутствие рифейских отложений на Архангельском выступе юго-восточного склона Балтийского щита. Очевидно, юго-восточный склон щита выступает как единый, целостный геологический объект. Отсюда следует, что, скорее всего, не только на Архангельском выступе, но и на всей территории юго-восточного склона

иi EZh С3>

Рис 3 Схематическая карта перспектив нефтегачоносяости Московской синеклизы

I - тектоническое ограничение рифейского аллакогена; 2 - линия палеотектони ческих профилей и

разреза; 3 - контур распространения еерхнепротерозойских отложений; 4 - предполагаемые зоны нефтегазонакопления; 5 - изогипсы Kpovut вендских отложений.

Площади глубокого бурени Неп - Непейцкнская; Мед - Медведевская, Ус - Усольцевская, Вар -Варнавинская, В - Ветлужская, Р Рождественская, П - Пыщугская, Г - Гагар инская, К - Карньппская, Рос -Рослятанская, Боб — Бобровская, В У - Великоустюгская, Тар - Тарногская, Т - Тотъм инская, Пок Покровская, Куб - Кубенская; Пош - Пошехонская, С - Солигаличская, Д - Дьяконовская, Л - Любимская, Л еж - Лежская, Дан - Даниловская, Б - Букаловскаж, Р - Рыбинская, Мол - Молоковская, Мак -Максатихинская, Пес - Пестовская, Рос - Ростовская, Ур - Урдомская, Тол - Толбухижкая, Нек -Некрасовская, Ред - Редкинская; Пер - Переславская, Реш - Решшшская, Суд Судиславская, Ней — Ненская, Мак - Макарьевская, Буй - Буйская, Гал - Галичская, Ор Ореховская

щита, рифейские отложения будут отсутствовать. К юго-востоку от Архангельского выступа, в районе Пинежской седловины, на основании результатов бурения скв. 1-Уфтюгской, также можно предполагать отсутствие рифейских отложений. Учитывая, что рифейские отложения Кандалакшско-Двинского рифта сложены грубообломочной красноцветной толщей континентального генезиса, а отложения сопредельного Керецкого прогиба глинистыми сероцветными породами морского генезиса, можно предполагать, что существует перемычка между этими структурами. На территории Мезенского и Полтинско-Ежугского валов, по материалам бурения и сейсморазведки, вендские отложения ложатся на кристаллический фундамент. В районе Вашкинского свода и Мезенско-Вашкинской седловины рифейские отложения, скорее всего, также отсутствуют, поскольку по геофизическим данным гипсометрические отметки поверхности кристаллического фундамента данных структур имеют близкие значения с вышеназванными валами. Исходя из изложенного, помимо области развития Кандалакшско-Двинского и Котлас кой ветви Среднерусского рифтов, поле распространения рифейских отложений сводится к территории Предтиманского краевого прогиба и внутренним прогибам Мезенской синеклизы: Сафоновскому, Лешу конскому и Керецкому.

Второе из выделенных обстоятельств нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений Мезенской синеклизы, предвендский размыв рифейской толщи, отмечалось с момента постановки бурения на изучаемой территории, но не предполагалось, что глубина размыва будет измеряться километрами. Впервые о столь значительной глубине размыва было заявлено Т.К. Баженовой, на основании анализа состава ОВ вендских и рифейских отложений, в дальнейшем это подтвердилось результатами пиролиза ОВ методом «Яоск-Еуа1» и сейсмическими работами. Геологическим изучением верхнепротерозойских отложений Мезенской синеклизы установлена сильная изменчивость мощностей рифейских отложений, перекрытых субгоризонтально залегающей вендской толщей. По данным сейсмических работ самые большие мощности рифея зафиксированы в Лешуконском прогибе, ще они достигают 10 км. Вследствие деформаций, прежде всего, хрупкого кристаллического фундамента, в предвендское время формируется система поднятий, которая активно размывается. Величина размыва достигает нескольких километров.

По материалам сейсмических работ отмечаются следующие закономерности пространственной приуроченности неполных (размытых) разрезов рифея:

- пологие юго-западные склоны Керецкой, Лешуконской и, вероятно, Сафоновской впадин;

- зоны сужения и замыкания рифейских впадин.

Таким образом, область развития рифейских отложений, способных генерировать УВ (не затронутых или слабо затронутых размывом), сужается. Дело в том, что зоны распространения глубоко размытых отложений рифея уже были на глубинах, превышающих современное погружение, соответственно, в имеющихся сегодня термобарических условиях, генерации УВ в этих зонах происходить не будет.

Залежи УВ, сформированные до предвенской перестройки, будут приурочены в палеоплане к региональным зонам выклинивания резервуаров (песчаных пластов), располагаясь, видимо, вдоль перемычки, отделяющей Кандалакшско-Двинский авлакоген от основного поля развития рифейских отложений Мезенской палеосинеклизы, и отвечающей наиболее приподнятой в региональном палеоплане области развития рифейских резервуаров. В результате структурной перестройки эти залежи были разрушены. Еще одним негативным результатом предвендских тектонических деформаций явилось активное развитие в зонах неполных разрезов рифейской толщи постседиментационной цементации рифейских резервуаров.

Флюиды УВ, образованные после структурной перестройки, очевидно, будут мигрировать вдоль пологих юго-западных крыльев впадин и выходить в зону срезания наиболее гипсометрически высоких частей рифейских резервуаров вендскими песчаниками уфтюгской свиты. Поскольку коллекторские свойства песчаников основания венда лучше, чем рифейских в зонах палеогипергенеза, то рифейские флюиды УВ, видимо, будут переходить в резервуары уфтюгской свиты.

Мощности вендской толщи изменяются от полного выклинивания и небольших значений (первые десятки метров) вдоль юго-западного края Кандалакшско-Двинского авлакогена до 400 метров вдоль Тиманской гряды, достигая максимума в Пешской впадине (около 500 метров). Современный структурный план имеет аналогичную региональную направленность.

Генерация УВ в вендских отложениях, как упоминалось ранее, связывается с мощной глинистой толщей усть-пинежской свиты. Часть вендских УВ будет уходить в верхние горизонты осадочного чехла и, вероятно, рассеиваться. Другая часть УВ может переходить в песчаные резервуары уфтюгской свиты и дополнять предполагаемые там рифейские УВ флюиды. Дальнейший путь миграции у них будет общий.

Следовательно, основной вероятной областью развития ЗНГН будет полоса, отвечающая территории Архангельского выступа и Пинежской седловины, назовем её Архангельско-Пинежской областью развития ЗНГН. Учитывая лучшие условия сохранности возможных залежей УВ в районе Пинежской седловины, приоритет отдаётся этому району (рис. 4).

Весьма перспективной областью вероятного развития ЗНГН является территория, отвечающая Мезенскому валу, Вашкинскому своду и Мезенско-Вашкинской седловине, обозначим её как Мезенско-Вашкинскую область

развития ЗНГН. В рассматриваемой области, видимо, концентрировались УВ флюиды, поступающие из Предтиманского краевого прогиба. Над этой областью, в результате предвендского размыва, формировались улучшенные коллекторы уфтюгской свиты венда. Наиболее интересной структурой Мезенско-Вашкинской области развития ЗНГН является Вашкинский свод, обладающий лучшими условиями сохранности возможных залежей УВ. Дополняет рассматриваемую область развития ЗНГН узкий Полтинско-Ежугский вал, примыкающий к ней с запада.

Следует отметить, что единичные структуры в пределах обозначенных вероятных областей развития ЗНГН уже освещены бурением (Циногорская, Уфтюгская), и залежей в их пределах выявлено не было. Вероятно, это связано с тем, что залежи формировались, начиная с вендского времени, и связывались с ловушками древнего (вендского) заложения, а перечисленные структуры, на которых ставилось бурение, имеют современный генезис. В условиях крупномасштабного предвендского размыва, ловушки вендского времени, видимо, были неструктурного типа (линзы улучшенных коллекторов и др.). Так как сколько-нибудь значимых структурных перестроек с вендского времени и поныне не отмечается, то сформированные древние залежи так и остаются связанными с первичными (вендского генезиса) ловушками. Те «современные» структуры, которые картируются сейсмическими работами, скорее всего, связаны с последним этапом развития осадочного чехла Мезенской синеклизы, периодом формирования верхнего, терригенного структурно-формационного комплекса.

Таким образом, проведённый сравнительный анализ перспектив нефтегазоносности отложений базальных комплексов Восточно-Европейской и Сибирской платформ позволил заключить, что:

- намечены новые подходы к решению проблемы поисков УВ скоплений в отложениях базальных комплексов древних платформ, которые дают возможность предполагать наличие залежей УВ в выделенных прогнозных областях развития ЗНГН, связанных с районами регионального выклинивания песчаных пластов;

по качеству региональных покрышек Восточно-Европейская платформа уступает Сибирской, которая на значительной части области развития вендских и рифейских резервуаров имеет мощную, многопластовую соляную покрышку. На зональном уровне лучшими удерживающими свойствами обладают тинистые флюидоупоры венда Восточно-Европейской платформы (усть-пинежская свита Мезенской синеклизы и редкикская свита Московской синеклизы);

- выделено десять ЗНГН на Сибирской платформе, прогнозных и с доказанной нефтегазоносностью. Из них с районами регионального выклинивания терригенных резервуаров венда связано 6 ЗНГН, и 4 ЗНГН приурочены к рифейским карбонатным коллекторам рифтовых впадин;

Скмжины глубокого бурения Мезенской синеклкхы: !-Н Псшская

2-1 -Усть-Снопи некая

3-1-Оме некая

4-Сафоновская

5-1 -Усть-Нифтинская

6-21-Ср Ндфтинская

7-Лешукоиская

8-Це но горская

9-Ар\ангельска*

10-1-НС\льсхая

11-Койнаская (опор)

12-Усть-Пинега

13-1-Уфтюгская

14-Яренскал

Рис 4. Схематическая карта перспектив нефтегазоносности Мезенской синеклнзы

/ - шовная мна сочленения Р)>сскод и Печерскои тит, 2 - граница структур первого порядка (синении, аптек низ краевых прогибов), 3 - тектонические нарушения 4 - выходы но предвенекую поверхность выравнивания пород кристахчического (рундамгнта 5 - область распространенияриф&4скнх отложеннй, б - участки глубоких разрывов рифенскои толщи 7 - предпачагаел>ые юны нефте-гаэонакотения 8 - скважины глубокого бурения, 9-контурбереговой птии

- в пределах Московской синеклизы область развития ЗНГН приурочена к районам регионального выклинивания вендских резервуаров вдоль контура границ синеклизы. Основная прогнозная ЗНГН связывается с юго-восточным бортом синеклизы, где отмечаются лучшие условия сохранности предполагаемых залежей УВ;

- в пределах Мезенской синеклизы рассмотрены условия миграции предполагаемых УВ флюидов и выделены две области развития прогнозных ЗНГН: Архангельско-Пинежская и Мезенско-Вашкинская. Приоритетными направлениями геолого-разведочных работ будут поиски неструктурных ловушек УВ на наиболее перспективных участках выделенных областей развития прогнозных ЗНГН: Пинежской седловине и Вашкинском своде.

Изложенные материалы позволяют сформулировать четвёртое защищаемое положение.

б. Прогноз нефтегазопоисковых объектов в отложениях вендского комплекса древних платформ

6.1 Методика прогноза

Для прогноза нефтегазопоисковых объектов в зоне выклинивания продуктивных или перспективных в нефтегазоносном отношении горизонтов необходимо определить участки развития улучшенных коллекторов. Проанализировать историю геологического развития районов, включающих эти участки, с целью выяснения возможностей перестройки структурного плана, и оценить современный структурный план перспективных участков для определения положения поисковых скважин.

Зоны регионального выклинивания песчаных пластов определяются по региональным геофизическим профилям и сети опорных и параметрических скважин. Отложения вендского комплекса залегают на кристаллическом фундаменте, который обуславливает структуры, сингенетичные осадконакоплению в осадочной тоще комплекса. Исходя из этого, нас, прежде всего, интересует метод изучения, наиболее полно отражающий характеристику поверхности кристаллического фундамента. Выборка магнитной восприимчивости и плотности пород осадочного чехла и кристаллического фундамента анализируемых платформ показывает, что по плотности породы чехла и кровли фундамента различаются незначительно, в то время как по магнитной восприимчивости породы фундамента от 20 до 60 раз превосходят осадочные отложения. Очевидно, что гравиметрия не характеризует поверхность кристаллического фундамента, а в большинстве случаев обуславливается строением каких-то более глубоких горизонтов земной коры, а магнитометрия, видимо, ориентирована преимущественно на характеристику верхней части пород фундамента, поскольку осадочный чехол практически немагнитен.

Нарушения кристаллического фундамента в аномальном магнитном поле обычно сопоставляются с линейными положительными магнитными аномалиями, зонами больших градиентов или резкой смены характера магнитного поля. Это утверждение хорошо согласуется с результатами картирования вещественного состава фундамента Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы. На геологической карте фундамента выделено 91 нарушение, к 71% из этих нарушений приурочены комплексы интрузивных пород. Помимо этого, нарушения фиксируются в многочисленных скважинах в виде зон катаклаза и милонитизации пород. Высокоточной магниторазведкой на юге Сибирской платформы установлены линейные зоны положительных аномалий с резкими изменениями градиентов значений магнитного поля. Интерпретация этих объектов как зон нарушений фундамента, обуславливающих гряды на поверхности осадконакопления, подтверждается ореолом повышенной песчанистости разреза базального комплекса в области рассматриваемых зон линейных аномалий. Исходя из изложенного, магнитометрию можно использовать для прогноза дизъюнктивных нарушений, обуславливающих развитие улучшенных коллекторов в отложениях базального мегакомплекса.

Методика поисков неструктурных ловушек УВ в отложениях вендского комплекса древних платформ содержит следующие действия:

1. Выделение зон регионального выклинивания песчаных пластов по сейсмическим материалам и данным бурения скважин;

2. Изучение истории геологического развития выделенных зон выклинивания песчаных пластов с целью определения унаследованности развития структурного плана;

3. Анализ карт аномального магнитного поля изучаемой территории и построение карты осей линиаментов аномальных значений магнитного поля, сопоставляемых с простиранием дизъюнктивных нарушений;

4. Геологический анализ, определяющий направление сноса обломочного материала и контур линзы улучшенных коллекторов. Выбор объектов для постановки площадной МОГТ;

5. По материалам площадной МОГТ построение структурной карты и выбор места заложения поисковой скважины.

Предлагаемая методика для отложений вендского комплекса позволяет более рационально и целеноправленно осуществлять поиски скоплений УВ в ловушках неструктурного типа, в палеоусловиях мелководноморского терригенного осадконакопления на пассивных континентальных окраинах.

Для карбонатных толщ рифейского комплекса участки развития улучшенных трещинно-кавернозных коллекторов обуславливаются дизъюнктивной тектоникой и прогнозируются по линейным аномалиям магнитного поля.

6.2 Выделение локальных нефтегазопоисковых объектов

Одной из наиболее перспективных ЗНГН на территории Сибирской платформы является Усть-Кутская, так как она примыкает к Непско-Ботуобинской ЗНГН с доказанной нефтегазоносностьто, в её пределах уже открыто Марковское месторождение УВ и, кроме того, эта зона находится на территории с развитой инфраструктурой. В пределах Усть-Кутской ЗНГН можно выделить несколько объектов, где предполагается развитие песчаников с улучшенными коллекторскими свойствами в оптимальном структурном положении.

Первый район, рекомендуемый для постановки поискового бурения, расположен в окрестностях г.г. Железногорска-Илимского и Нов. Игирмы. На северо-востоке района, в области выклинивания песчаных пластов, отмечается линейная аномалия магнитного поля, вероятно, обусловленная нарушением фундамента. Предполагается, что повышенные мощности песчаников безымянного, марковского и парфёновского горизонтов с улучшенными коллекторскими свойствами будут накапливаться за уступом, создавая в нём нарушения, где и рекомендуется постановка сейсморазведочных работ и поискового бурения.

В 60 км к юго-западу от области выклинивания песчаных пластов фиксируется субпараллельная ей линейная аномалия магнитного поля, интерпретируемая как зона нарушения. Наиболее вероятно накопление улучшенных коллекторов на опущенном по нарушению блоке для безымянного и марковского горизонтов песчаников, где и рекомендуется заложить поисковую скважину.

Второй район для постановки поискового бурения находится к востоку от первого. В пределах этого района отмечается несколько линейных аномалий магнитного поля, почти перпендикулярных области выклинивания песчаных пластов, которые интерпретируются как зоны нарушений. Если предположить, что опущенным блоком нарушений будет наиболее приближенный к краевой части платформы (нижний по региональному склону), то, вероятно, туда будет осуществляться снос обломочного материала. Выделяются два участка, где рекомендуется заложение поисковых скважин.

В пределах рассматриваемых территорий Русской плиты, наиболее перспективным районом поиска нефтегазопоисковых объектов, связанных с ловушками неструктурного типа, является юго-восточный борт Московской синеклизы, где предполагается лучшая сохранность возможных залежей УВ. Анализ магнитного поля юго-восточного борта Московской синеклизы позволяет выделить серию линейных магнитных аномалий, субпараллельных границе выклинивания вендских толщ. Вероятно, в период накопления терригенных резервуаров нарушения обуславливали ступенчатое погружение поверхности осадконакопления в сторону осевой части Московской синеклизы. Даже небольшая амплитуда таких тектонических ступеней

(первые десятки метров) будет своеобразной седиментационной ловушкой. Выделяются два наиболее перспективных объекта такого типа. Первый — Владимирский, протягивается вдоль р. Клязьма северо-западнее г. Владимир. Второй — Ветлужский, расположенный субпараллельно р. Ветлу га, в нижнем ее течении.

Таким образом, в результате обобщения опыта поисков УВ скоплений в терригенных отложениях вендского комплекса Сибирской платформы, разработана методика прогноза нефтегазопоисковых объектов, связанных с неструктурными ловушками УВ, по комплексу геологического, магнитометрического и сейсмического анализов. Методика основана на свойстве отложений базального комплекса образовывать первичные ловушки УВ в зонах регионального выклинивания песчаных пластов над структурными осложнениями, фиксируемыми магниторазведкой по кристаллическому фундаменту. В наиболее перспективных прогнозных ЗНГН Сибирской платформы (Усть-Кутская) и Русской плиты (юго-восточная часть Московской синеклизы) было выделено шесть локальных нефтегазопоисковых объектов: -четыре на Сибирской платформе и два на Русской плите.

В целом можно заключить, что локальные участки распространения улучшенных коллекторов, образующие ловушки УВ в зонах нефтегазонакопления отложений базального мегакомплекса, обуславливаются дизъюнктивной тектоникой фундамента и прогнозируются по линейным аномалиям магнитного поля. Этот вывод является пятым защищаемым положением.

Заключение

В результате проведенных исследований:

1. Выделены области распространения отложений базальных мегакомплексов Восточно-Европейской и Сибирской платформ, изучено их геологическое строение и определены характерные признаки, отличающие их от других толщ;

2. Проанализированы особенности формирования основных продуктивных и перспективных в нефтегазоносном отношении пластов и определены свойства отложений базальных мегакомплексов, контролирующие нефтегазоносносгь;

3. На основе юомплексирования геологических, магнитометрических и сейсмических методов исследования разработана методика прогноза нефтегазопоисковых объектов для отложений базальных мегакомплексов древних платформ;

Присаяно-Енисейской синеклизе, Котуйской и Уджинской рифтовым зонам; в вендском комплексе - в зоне регионального выклинивания песчаных пластов Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклиз, Катангской седловины, Усть-Кутского свода и Лено-Анабарского прогиба;

5. Для территории Московской синеклизы обосновываются поиски залежей нефти и газа в районах регионального выклинивания песчаных пластов венда вдоль границы синеклизы. В качестве наиболее перспективной прогнозной зоны нефтегазонакопления выделяется юго-восточный борт синеклизы, обладающий улучшенной способностью к сохранности преполагаемых залежей УВ;

6. Разработана блоково-надвиговая модель строения рифейской толщи Мезенской синеклизы, на основе которой построена тектоническая карта по кровле рифейских отложений, позволяющая уточнить перспективы нефтегазоносности региона. Выделены две области развития прогнозных ЗНГН: Архангельско-Пинежская и Мезенско-Вашкинская. Приоритетными направлениями геолого-разведочных работ будут поиски неструктурных ловушек УВ на наиболее перспективных участках выделенных областей развития прогнозных ЗНГН, Пинежской седловине и Вашкинском своде;

7. В наиболее перспективных прогнозных ЗНГН Сибирской платформы (Усть-Кутская) и Русской плиты (юго-восточный борт Московской синеклизы) было выделено шесть локальных нефтегазопоисковых объектов: четыре на Сибирской платформе и два на Русской плите.

Основные публикации по теме диссертации Монографии:

1. Геология и нефтегазоносность осадочных бассейнов Восточной Сибири. Л., «Недра», 1980,131 с. (соавтор);

2. Влияние дизъюнктивной тектоники на формирование и размещение залежей углеводородов в Центральном Приобье. СПб, «Недра», 2003, 118 с. (соавтор);

3. Нетрадиционные источники углеводородного сырья. СПб, «Недра», 2004,236 с. (соавтор);

4. Особенности поисков У В скоплений в отложениях базальных комплексов осадочного чехла древних платформ России. СПб, «Недра», 2004, 169 с. (автор);

5. Неструктурные ловушки и нетрадиционные типы коллекторов. СПб, «Недра», 2004,. 184 с. (соавтор);

Статьи и тезисы докладов:

6. Жарков A.M. Влияние разрывов фундамента на условия осадконакопления подсолевого комплекса (на примере Ярактинской и Аянской площадей). Тр. ВНИГРИ, 1982, с.43-52;

7. Корвет H.A., Жарков A.M. Корреляция продуктивных горизонтов венда и кембрия Иркутского амфитеатра. В сб. «Стратиграфия позднего докембрия и раннего палеозоя Сибирской платформы». ВНИГРИ, 1985, с. 25-31;

8. Жарков A.M. Условия накопления песчаных отложений непской свиты в зависимости от строения фундамента. В сб. «Геология коллекторов нефти и газа венда - нижнего палеозоя Сибирской платформы». ВНИГРИ, 1986, с. 2141;

9. Жарков A.M. Прогноз распространения песчаных тел в вендских отложениях юга Непско-Ботуобинской антеклизы. В сб. «Прогноз зон нефтегазонакопления и локальных объектов на Сибирской платформе». ВНИГРИ, 1988, с. 43-51;

10. Жарков A.M., Пильдиш Е.И., Усачева И.В. Цементация продуктивных песчаников южной части Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы. В сб. «Низкопористые породы-коллекторы и их роль при оценке нефтегазоносности». ВНИГРИ, 1991, с. 16-32;

11. Жарков A.M., Ануприенко A.A. Влияние блоковых перемещений фундамента на строение и нефтегазоносность базальных отложений осадочного чехла. Тез. докладов научно-практической конференции «Блоковое строение земной коры и нефтегазоносность». СПб., ВНИГРИ, 1994, с. 37-38;

12. Жарков А.М., Шибина Т.Д. Условия формирования коллекторов венда южной части Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы. Тезисы докладов конференции «Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов». СПб., ВНИГРИ, 1995, с. 82;

13. Жарков A.M., Баженова Т.К., Ивановская A.B., Шибина Т.Д. Перспективы нефтегазоносности базальных отложений осадочного чехла центральной части Русской платформы. Тезисы докладов научно-практической конференции "Малоизученные нефтегазоносные комплексы Европейской части России". М„ ВНИГНИ, 1997, с. 143.

14. Жарков А.М., Шибина Т.Д., Ивановская A.B., Миронюк Е.П. Условия формирования отложений базального комплекса осадочного чехла Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы. Докл. конф. «Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Дальневосточного экономического района, углеводородных ресурсов шельфа морей северо-востока и дальнего востока России». СПб, ВНИГРИ, 1998. с. 296-301;

15. Жарков А.М, Баженова Т.К., Шибина Т.Д. Оценка нефтегазоносности венд-рифейских отложений Мезенской синеклизы. Тезисы докладов международной конференции "Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического района Российской Федерации". СПб., ВНИГРИ, 1998, с.40-41.

16. Окнова Н.С., Трушкова Л.Я., Жарков A.M. и др. Проблема поисков залежей нефти и газа в неантиклинальных ловушках на рубеже веков. Доклады Юбилейной конференции ВНИГРИ. Том 1, СПб., 1999, с. 207-216;

17. Жарков А.М., Шибина Т.Д., Баженова Т.К. Оценка перспектив нефтегазоносности территории Мезенской синеклизы. Доклады конференции «Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северо-

западного экономического района Российской федерации», СПб, ВНИГРИ, 1999, с 126-130;

18. Жарков A.M. Базальный комплекс отложений осадочного чехла древних платформ и его нефтегазоносность. Тез. док. сов. «Стратиграфия, палеонтология и перспективы нефтегазоносности рифея и венда востока Восточно-Европейской платформы». Уфа, ИГ УНЦ РАН, 1999,с. 37;

19. Жарков А.М. Вертикальная неоднородность осадочного чехла древних платформ и ее влияние на нефтегазоносность. Доклады Юбилейной конференции ВНИГРИ. Том 2. СПб., 1999, с. 318-322;

20. Жарков A.M. Соотношение вертикальной и латеральной миграции УВ в нефтегазоносносных бассейнах древних платформ. Тез. док. конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа», Москва, МГУ, 1999, с. 47.

21. Жарков A.M. Строение и нефтегазоносность осадочного чехла древних платформ. Тезисы докладов конференции «Основные задачи и направления региональных геолого-геофизических работ в Поволжско-Прикаспийском регионе». Саратов, НВНИИГТ, 1999, с. 42-43;

22. Жарков A.M. Сравнительный анализ нефтегазоносности древних толщ Сибирской платформы и Русской плиты. Доклады конференции «Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века», СПб, 2000, с. 303-312;

23. Жарков A.M., Гетман A.B. Основные закономерности развития дизъюнктивной тектоники древних платформ. Доклады конференции «Блоковое строение земной коры и нефтегазоносность». СПб, ВНИГРИ, 2000, с. 68-73;

24. Гатиятулин Н.С., Жарков A.M., Шибина Т.Д. Перспективы нефтегазоносности рифей-вендских отложений центральных и северных районов Русской плиты. Докл. конф. «Прогноз нефтегазоносности фундамента молодых и древних платформ» Казань, КГУ, 2001, с. 41-46;

25. Белонин М.Д., Жарков A.M., Воробьев В.Я. Ресурсы нефти и газа российской части Прикаспийской впадины (суша) и проблемы их освоения. Докл. междун. форума «Топливно-энергетический комплекс России: региональные аспекты», СПБ., 2002, с. 63-65;

26. Белонин М.Д., Димаков А.И., Жарков A.M., Окнова Н.С. Тектоника и перспективы нефтегазоносности Северо-Каспийского региона. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №12,2002, с. 1724;

27. Жарков A.M., Шиманский В.В. Закономерности развития разрывных нарушений в осадочных толщах. Мат. XXXVII Текгон. совещ. «Эволюция тектонических процессов в истории Земли», Новосибирск, изд-во СО РАН, т.1, 2004, с. 176-178.

28. Белонин М.Д., Димаков А.И., Окнова Н.С., Жарков A.M. Геологическое строение и оценка перспектив нефтегазоносности СевероКаспийского региона. Известия Азер. АН, 2004, №2, с. 9-22.

29. Жарков A.M. Закономерности строения осадочного чехла древних платформ. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №2,2004, с. 4-6;

30. Белонин М.Д., Шиманский В.В., Жарков А.М., и др. Условия формирования и оценка перспектив нефтегазоносности отложений бобриковско-радаевского горизонта на Степноозерской площади центрального Татарстана. Известия ВУЗов, № 5,2004, с. 20-27;

31. Белонин М.Д., Димаков А.И., Жарков A.M., Окнова Н.С. Тектоника и перспективы нефтегазоносности Средне-Каспийского региона. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №6, 2004, с. 4-Ю;

32. Белонин М.Д., Димаков А.И., Окнова Н.С., Жарков A.M. Геология и перспективы нефтегазоносности Северного Каспия (Российский и Казахский секторы). Док. конфер. «Проблемы нефти и газа», Варна, 2004, с. 91- 95;

33. Жарков A.M. Строение и перспективы нефтегазоносности Мезенской синеклизы. Геология нефти и газа, № 1,2005, с. 20-28;

34. Жарков AJVi. Строение и перспективы нефтегазоносности вендских отложений Московской синеклизы. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 1,2005, с. 8-14;

35. Zharkov А.М., Ivanovskaja A.V., Shibina T.D. and Bazhenova Т.К. Oil and gas in upper proterozoic reservoirs of central part of East European Platform. Extended abstracts, volume 2, 59th EAGE CONFERENCE, Geneva, 1997, p. 87-88;

36. Zharkov A.M. Shibina T.D., Bazhenova Т.К. Oil and gas potential of riphean - vendian deposits in Mezensk syneclise, Russian Plate. Extended abstracts, volume 2,60th EAGE CONFERENCE, Leipzig, Germany, 1998, p. 52-53;

37. Zharkov A.M., Shibina T.D. Lithology and reservoir rocks of Upper Proterozoic deposits northern and central Russian plate. Extended abstracts, 5th Nordic symposium on petrophysics, Copenhagen, Denmark, 1999, p. 77-78;

38. Zharkov A.M. Applying factor analysis for studying regularities of oil reservoirs cementation. Abstracts volume. Symposium «Mathematical methods in geology», Prague, 1999, p. 342-348;

39. Zharkov A.M., Dimacov A.I. Peculiarities of searching and production of oil in a Russian sector of the North Caspian region. Abstracts volume. APG CONFERENCE. SPb, 2001, p. 81-82;

40. Belonin M. D., Dimacov A.I., Zharkov A.M. Tectonic prerequisites for forming large hydrocarbon accumulations, northern Caspian region (offshore). Extended abstracts. International conference «Petroleum geology and hydrocarbon potential of the Caspian and Black seas», Baku, 2002, p. 41-44.

Закономерности строения и сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности отложений базальных комплексов осадочного чехла Восточно-Европейской и Сибирской платформ

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Сдано в набор 30 05 05 г Подписано в печать 27 05.05 г Уел печ 3,5 л Формат 60x90/16 Гарнитура «Times» Отпечатано в типографии Реноме, Санкт-Петербург, наб Обводного канала, д 40 Свидетельство о регистрации № 12812 от 13 апреля 1998 г Тираж 100 экз

*t А 11Г

РНБ Русский фонд

2006-4 12021

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Жарков, Александр Михайлович

Список рисунков

Список таблиц

Сокращения, принятые в работе

Введение

1. Структура осадочного чехла древних платформ

1.1. Структурно-формационные мегакомплексы осадочного чехла Восточно-Европейской и Сибирской платформ

1.2. Особенности проявления дизъюнктивной тектоники в период формирования осадочного чехла

1.3. Концепция упорядоченного (оболочечного) строения осадочного чехла древних платформ

2. Отличительные признаки отложений базальных мегакомплексов древних платформ

2.1. Краткий обзор геолого-геофизической изученности

2.2. Выделение и литолого-стратиграфическая характеристика отложений базальных мегакомплексов

2.3. Особенности накопления и распространения отложений базального мегакомплекса

3. Характеристика отложений базальных мегакомплексов ВосточноЕвропейской и Сибирской платформ

3.1. Тектоника осадочного чехла

3.2. Геодинамический анализ и история геологического развития

4. Свойства отложений базальных комплексов, определяющие нефтегазоносность

4.1. Вещественно-структурная зависимость формирования резервуаров от строения кристаллического фундамента

4.2. Неструктурный тип первичных ловушек УВ

4.3. Процессы вторичных изменений фильтрационноемкостных свойств резервуаров

5.1. Резервуары и покрышки

5.2. Типы ловушек и характер нефтегазонакопления

5.3. Общность и отличие геологических условий, , контролирующих нефтегазоносность

5.4. Выделение прогнозных зон нефтегазонакопления

6. Прогноз нефтегазопоисковых объектов в отложениях вендского комплекса древних платформ 22t)

6.1. Методика прогноза

6.2. Выделение локальных нефтегазопоисковых объектов 230 Заключение 237 Литература

СПИСОК РИСУНКОВ

1.1. Типовые разрезы осадочных бассейнов Сибирской платформы (I)

1.2. Типовые разрезы осадочных бассейнов Сибирской платформы (II)

1.3. Типовые разрезы осадочных бассейнов Восточно-Европейской платформы (I)

1.4. Типовые разрезы осадочных бассейнов Восточно-Европейской платформы (И)

1.5. Сводный разрез Сибирской платформы

1.6. Сводный разрез Восточно-Европейской платформы

1.7. Схема соотношения кратон-океан при формировании структурно-формационных комплексов осадочного чехла

2.1. Тектоническая схема отложений базального комплекса ВосточноЕвропейской платформы 4У

2.2. Схема сопоставления венд-рифейских отложений скважин Мезенской синеклизы

2.3. Кривая изменения содержания кварца в песчаниках верхнепротерозойских отложений, скв. Уфтюгская №

2.4. Корреляция венд-рифейских отложений Московской синеклизы

2.5. Корреляция вендских отложений юга Сибирской платформы (субмеридиональный профиль)

2.6. Характеристика разреза скв. №65 - Аянской по содержанию 63 титана

2.7. Корреляция вендских отложений юга Сибирской платформы (субширотный профиль)

2.8. Схема расположения скважин и тектонического районирования осадочного чехла Сибирской платформы

2.9. Схема сопоставления литолого-стратиграфических разрезов верхнего протерозоя краевых зон Сибирской платформы

2.10. Схема сопоставления разрезов рифейских отложений параметрических скважин (Байкитская антеклиза)

2.11. Схема сопоставления разрезов рифейских отложений параметрических скважин (Катанская седловина)

2.12. Схема распространения и изменения мощностей рифейских отложений Сибирской платформы

2.13. Схема распространения и изменения мощностей вендских отложений Сибирской платформы

2.14. Схема распространения и изменения мощностей рифейских отложений Восточно-Европейской платформы

2.15. Схема распространения и изменения мощностей вендских отложений Восточно-Европейской платформы

2.16. Палеотектонические разрезы верхнепротерозойских отложений юга Сибирской платформы на начало собинского времени

2.17. Состав породообразующих компонентов песчаников верхнепротерозойских отложений юга Сибирской платформы

2.18. Состав породообразующих компонентов песчаников венд-рифейских отложений Московской синеклизы

2.19. Состав породообразующих компонентов песчаников вендских отложений Московской синеклизы

2.20. Состав породообразующих компонентов песчаников рифейских отложений Мезенской синеклизы

2.21. Состав породообразующих компонентов песчаников вендских отложений Мезенской синеклизы

3.1. Схема тектонического районирования Восточно-Европейской платформы jjg

3.2. Палеотектонические профили через Московскую синеклизу

3.3. Геологический разрез венд-рифейских отложений через Московскую синеклизу j jg

3.4 Тектоническая карта Мезенской синеклизы и Предтиманского прогиба

3.5. Сопоставление сводного разреза верхнепротерозойских отложений Онежского полуострова и других районов j

3.6. Фрагменты сейсмического профиля через Мезенскую синеклизу

3.7 Геодинамическая схема Сибирской платформы заключительной стадии накопления рифейских отложений

3.8. Геодинамическая схема Восточно-Европейской платформы заключительной стадии формирования базального структурно-формационного комплекса

4.1. Субмеридиональный минералогический профиль горизонта песчаников П3 через Непско-Ботуобинскую антеклизу

4.2. Гистограмма сопоставления северных и южных частей НБА по минералогическому составу песчаников

4.3. Геологическая карта фундамента Непско-Ботуобинской антеклизы 14g

4.4. Карта песчанистости отложений базального комплекса

4.5. Палеоструктурный анализ отложений базального комплекса Ярактинской, Аянской и Дулисминской площадей j

4.6. Палеоструктурный анализ отложений базального комплекса Даниловской площади j

4.7. Значения факторов в точках наблюдения

5.1. Геологическая характеристика месторождений УВ Сибирской платформы jgg

5.2. Схематическая карта перспектив нефтегазоносности отложений базального комплекса Сибирской платформы

5.3. Схематическая карта перспектив нефтегазоносности Московской синеклизы

5.4. Палеотектоническая характеристика вендских отложений Мезенской синеклизы

5.5. Схематическая карта перспектив нефтегазоносности Мезенской синеклизы

6.1. Локальный поисковый объект в Усть-Кутском районе

6.2. Локальный поисковый объект в Киренском районе

6.3. Схематическая карта перспективных нефтегазопоисковых объектов юго-восточного борта Московской синеклизы

СПИСОК ТАБЛИЦ

1. Гранулометрический состав обломочных пород рифея-венда Московской синеклизы (проценты) д ^

2. Признаки отложений базальных комплексов древних платформ

3. Терригенные резервуары Сибирской платформы

4. Данные коллекторских свойств продуктивных горизонтов Непско-Ботуобинской антеклизы (петрофизические параметры)

5. Распространение основных компонентов (ОК) цемента в пластах песчаников вне контура залежей УВ

6. Распределение компонентов цемента в продуктивных песчаниках южной части НБА

7. Корреляционная матрица и матрица факторных нагрузок

8. Распределение точек наблюдения относительно контура залежей УВ

9. Общая характеристика минерального состава цемента песчаников базального комплекса Сибирской платформы I у ^

10. Общая характеристика минерального состава цемента песчаников базального комплекса Мезенской синеклизы

11. Общая характеристика минерального состава цемента песчаников базального комплекса Московской синеклизы

12. Свойства отложений базального комплекса, контролирующие нефтегазоносность

13. Сопоставление терригенных резервуаров базального комплекса Сибирской платформы ^ ^

14. Фильтрационно-ёмкостные характеристики резервуаров базального комплекса

15. Величина магнитной восприимчивости пород древних платформ

СОКРАЩЕНИЯ, ПРИНЯТЫЕ В РАБОТЕ

ЗНГН - зона нефтегазонакопления;

НТО - нефтегазоносная область;

НТК - нефтегазоносный комплекс;

НГП - нефтегазоносная провинция;

OB - органическое вещество;

НГМГТ - нефтегазоматеринские породы;

Снк - углерод некарбонатный;

ГИС - геофизические исследования скважин;

НБА — Непско-Ботуобинская антеклиза Сибирской платформы;

OK - основные компоненты цемента песчаников;

ЗПА - зона положительных аномалий магнитного поля;

ЗОА - зона отрицательных аномалий магнитного поля;

ФА - факторный анализ;

МГК - метод главных компонент факторного анализа; ВНК - водонефтяной контакт; УВ - углеводороды;

MOB — сейсмозондирование методом обменных волн;

MOB ОГТ - сейсмозондирование методом обменных волн общей главной точки;

FC3 МОВЗ - глубинное сейсмическое зондирование методом обменных волн землетрясений;

ТЗ КМПВ - точечное зондирование корреляционным методом преломленных волн;

X— магнитная восприимчивость пород.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Закономерности строения и сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности отложений базальных комплексов осадочного чехла Восточно-Европейской и Сибирской платформ"

- прогноз нефтегазоносности древних (верхнепротерозойских) толщ осадочного чехла Сибирской платформы и обоснование выбора районов для постановки геолого-поисковых работ с целью прироста запасов УВ.

2. Провести геодинамический анализ и реконструировать историю геологического развития Восточно-Европейской и Сибирской платформ.

6. Определить локальные объекты для постановки поисково-разведочных работ.

Научная новизна. Разработана концепция формирования отложений базального мегакомплекса верхнего протерозоя, включающего преимущественно рифейский и вендский комплексы. Выявлены лито-фациальные и геоструктурные признаки, характеризующие древние толщи, залегающие в основании осадочного чехла, и свойства, контролирующие их нефтегазоносность.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались с 1979 по 2005 г. на 20 научных конференциях, симпозиумах и совещаниях: в Иркутске (ВостСибНИИГиМС), в Санкт-Петербурге (ВНИГРИ, ВСЕГЕИ, AAPQ), в Москве (МГУ, ВНИГНИ), в Уфе (ИГ УНЦ РАН), в Саратове (НВНИИГГ), в Казани (КГУ), в Женеве (EAQE), в Лейпциге (EAQE), в Копенгагене (Copenhagen university) и в Праге (Prague university). Результаты исследований изложены в 46 опубликованных работах.

- естественных разрезов по рекам Кютюнгде, Оленёк, Тагул, Ия, Белая, Урик, Иркут, Кочергат, Хидуса, Колесма Деревенская, Лена, Чая, Непа, Ерема на Сибирской платформе; Юрюзань, Малый Инзер в Башкирском антиклинории;

Проведение исследований было бы невозможно, особенно в последние годы, без доброжелательного отношения коллег: Афанасьевой М.С. (Апрелевское отд. ВНИГНИ), Гутиной О.В. (КНИИГиМС), Козлова В.И. (ИГ УНЦ РАН), Миронюка Е.П. (ВСЕГЕИ) и др., предоставивших возможность автору познакомиться с первичными геологическими материалами. В процессе работы над диссертацией автор пользовался советами и консультациями М.Д. Белонина, В.В. Шиманского, Т.К. Баженовой, Н.В. Танинской, Н.С. Окновой, В.В. Самсонова, Д.Л. Фёдорова, Ю.В. Подольского, C.B. Смирнова, А.А.Отмаса, Т.Д. Шибиной и Э.А. Базанова, которым он приносит искреннюю благодарность, а также признателен сотрудникам СКАЦ ВНИГРИ за оказанную помощь при оформлении работы.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Жарков, Александр Михайлович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных исследований:

3. На основе комплексирования геологических, магнитометрических и сейсмических методов исследования разработана методика прогноза нефтегазопоисковых объектов для отложений базальных мегакомплексов древних платформ;

4. Оценены перспективы нефтегазоносности отложений базального мегакомплекса Сибирской платформы. Выделены наиболее перспективные районы для постановки геолого-поисковых работ: в рифейском комплексе — на территории, отвечающей Байкитской антеклизе, Катангской седловине, Присаяно-Енисейской синеклизе, Котуйской и Уджинской рифтовым зонам; в вендском комплексе - в зоне регионального выклинивания песчаных пластов Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклиз, Катангской седловины, Усть-Кутского свода и Лено-Анабарского прогиба;

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Жарков, Александр Михайлович, Санкт-Петербург

1. Абрамов А.Н., Базанов Э.А., Волхонин B.C. и др. Тектоника и перспективы нефтегазоносности рифейских и вендско-нижнекембрийских отложений Сибирской платформы. М. «Геоинформмарк», 1993, с. 72.

2. Абрамович И.И., Бурдэ А.И., Вознесенский В.Д. и др. Геодинамические реконструкции. Л. «Недра», 1989, с. 278.

3. Айсберг P.E., Аксаментова Н.В., Белонин М.Д. и др. Докембрий ВосточноЕвропейской платформы: геология и нефтегазоносность. СПб, ВНИГРИ, 2002, с. 391.

4. Аксенов A.A., Голов A.A., Чепикова И.К. и др. Перспективы нефтегазоносности рифейско-вендских отложений Пермского Прикамья. Геол., геофиз. и разработка нефт. местор., 1995, №5, с. 2-9.

5. Аксенов Е.М. История геологического развития Восточно-Европейской платформы в позднем протерозое. Автореферат докторской диссертации. СПб, 1998, с. 106.

6. Алиева Е.Р., Кучерук Е.В. Рифтогенез в истории развития осадочных бассейнов и его роль в их нефтегазоносности. В сб. «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность». М., «Наука», 1983, с.45-51.

7. Анатольева А.И. Домезозойские красноцветные формации. Новосибирск. «Наука», 1972, с. 346.

8. Анциферов A.C. Метаморфизм рассолов и засолонение коллекторов нефти и газа в Лено-Тунгуской нефтегазоносной провинции. Геол. и геоф., 2003, т.44, №6, с.499-510.

9. И. Анциферов A.C. О причинах аномально низких пластовых давлений в нефтегазоносных отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы. ДАН СССР, т.242, №5, 1978, с. 1130-1132.

10. Анциферов A.C. Палеогидрогеологические условия формирования и размещения залежей нефти и газа на юге Сибирской платформы. В сб. «Нефтегазоносность Сибири и Дальнего Востока». Новосибирск, ИГИГСО АН СССР, 1981, с. 73-83.

11. Анциферов A.C., Павленко В.В. Гидрогеологические условия нефтегазоносных отложений. В кн. «Результаты нефтегазопоисковых работ в Иркутском амфитеатре». Иркутск, 1976, с.46-49.

12. Арсирий Ю.А., Кабышев Б.П., Савченко В.И., Цыпко А.К. Развитие, взаимосвязь и закономерности нефтегазоносности составных элементов западного сегмента сарматско-туранского линеамента. В сб. «Рифтогенез и нефтегазоносность», М., «Наука» 1993, с. 65-76.

13. Артюшков Е.В., Беэр М.А. Геодинамические условия образования миогеосинклиналей и платформенных осадочных бассейнов. Тез. докл. конф., «Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр». М., 1988,ч. 1, с. 28-29.

14. Астафьев Д.А., Шеин B.C., Алипова Н.Ю., Чагаев А.Я. Вопросы дальнейшего изучения Московской синеклизы. Геол. нефти и газа, 2000, №6, с. 51-57.

15. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. М., РГГУ, 1999, с. 285.

16. Базанов Э.А., Кузнецова Н.М., Разумовская H.H. и др. Геологическое строение и нефтегазоносность северо-востока ангарской синеклизы. Тр. ВНИГРИ, вып. 307, Вос.-Сиб. кн. из-во, 1973, с. 250.

17. Бакин В.Е., Ситников B.C., Микуленко К.И. и др. Типизация нефтегазоносных бассейнов северо-востока СССР. В сб. «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность». М., «Наука», 1989, с. 54-61.

18. Балуев A.C., Моралёв В.М., Глуховский М.З. и др. Тектоническая эволюция и магматизм Беломорской рифтовой системы. Геотектоника, 2000, №5, с. 30-43.

19. Баранов В.В. Особенности тектоники зон сочленения осадочных и кристаллических пород. В сб. «Докембрий востока Русской плиты». Казань, изд-во Каз. ун-та, 1991, с 41-52.

20. Баранова Д.В., Петров П.Ю. Организмы-рифостроители в докембрии: свита буровой Туруханского поднятия Сибири. ДАН, 2000, т.374, №6, с. 798802.

21. Белоконь Т.В., Балашова М.М., Горбачев В.И. Перспективы изучения нефтегазоносности верхнедокембрийских отложений востока Русской платформы. Отечественная геология, 1994, № 3, с. 3-10.

22. Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской плиты. Пермь, ИПК «Звезда», 2001, с. 108.

23. Белонин М.Д., Арчегов В.Б., Григоренко Ю.Н. Газовый потенциал Восточной Сибири и Дальнего Востока. Док. юбил. конф. «Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений». СПб., 1999, т.З, с. 89-98.

24. Белонин М.Д., Голубева В.А., Скублов Г.Т. Факторный анализ в геологии. М., «Недра», 1982, с. 269.

25. Белонин М.Д., Самсонов B.B. Роль битумоидных аномалий в формировании нефтяных ресурсов Сибирской платформы. Геол. и геоф., 2004, т.45, №1, с. 127-133.

26. Бергер М.Г. Терригенная минералогия. М., «Недра», 1986, с. 227.

27. Билибина Т.В., Титов В.К. О понятии «докембрийский щит». Сов. Геология, №5, 1992, с. 14-22.

28. Битнер А.К., Кринин В. А., Кузнецов ЛЛ. и др. Нефтегазоносность древних продуктивных толщ запада Сибирской платформы. Красноярск, ПГО «Енисейнефтегазгеология», 1990, с. 114.

29. Божко Н;А. Поздний докембрий гондваны. М., «Недра». 1984, с.231.

30. Буданов Е.И., Белецкий В.Л., Фрадкин Г.С. и др. Геология, гидрогеология и геохимия нефти и газа южного склона Анабарской антеклизы. Якутск, ЯФ СО АН СССР, 1986, с. 176.

31. Бурлин Ю.К. Катагенетические преобразования терригенных пород природных резервуаров. Докл. юбил. конф., «Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений», т. 1, СПб, ВНИГРИ, 1999, с. 188-194.

32. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И., Карнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ. Москва, «Недра», 1991, с. 282.

33. Бурлин Ю.К., Лимонов А.Ф. Структурно-формационные особенности нефтегазоносности активных континентальных окраин. В сб. «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность», М., «Наука», 1989, с.67-75.

34. Вааг О.В., Матухин Р.Г. Осадконакопление в девоне и раннем карбоне на северо-западе Сибирской платформы. В сб. «Геология и нефтегазоносность Восточной Сибири». Новосибирск, СНИИГГиМС, 1978, вып. 264, с. 53-61.

35. Вейл П.Р., Митчел P.M. Глобальные циклы относительных изменений уровня моря. В кн. «Сейсмическая стратиграфия». М., «Мир», 1982, т. 1, с. 160215.

36. Вендская система. Под. ред. Б.С. Соколова, M.A. Федонкина. М., «Наука», 1985, с. 236.

37. Верхний докембрий Европейского Севера СССР: Объяснительная записка к схеме стратиграфии. Сыктывкар, 1986, с. 40;

38. Владимирова Т.В., Капустин H.H., Федоров Д.JI. Возможные ловушки нефти и газа в додевонских отложениях Московской синеклизы. Геологический вестник центральных районов России, 2000, №1, с. 16-22.

39. Владимирова Т.В., Капустин И.Н., Федоров Д.Л. Основные этапы геологической эволюции Московской синеклизы. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1998, № 11, с. 2-7.

40. Владимирова Т.В., Капустин И.Н., Федоров Д.Л. Особенности тектоники верхневендских отложений Московской синеклизы в связи с проблемой их нефтегазоносности. Геотектоника, 1998, № 6, с. 23-33.

41. Волхонина Т.В., Лобусев A.B., Силантьев Ю.Б. Модель тектонического и термодинамического развития и перспективы нефтегазоносности Мезенской синеклизы. Геология нефти и газа, 1993, № 8, с. 5-10.

42. Воробьёва В.Я., Готтих Р.П., Ващенко В.А. и др. Корреляция венд-кембрийских отложений юго-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы. Геология нефти и газа, 1982, №9, с. 17-22.

43. Восточная Сибирь. Ред. Н.С. Малич, СПб, изд-во ВСЕГЕИ, 2002, с.396.

44. Вылцан И.А., Стрелеев В.И. Цикличность литогенеза и корообразование. В сб. «Континентальный литогенез». Новосибирск, ИгиГ СО АН СССР, 1976, с. 52-60.

45. Высоцкий И.В., Корчагина Ю.И., Соколов Б.А. Оценка перспектив нефтегазоносности Московской синеклизы на генетической основе. Геология нефти и газа, 1993, № 12, с. 26-29.

46. Высоцкий И.В., Оленин В.Б., Высоцкий В.И. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран, М. «Недра», 1981, с. 478.

47. Гаврилов В.П., Дворецкий П.И. и др. Перспективы нефтегазоносности Мезенской синеклизы. Геология нефти и газа, 1998, № 5, с. 12-20.

48. Гаврилов В .П. , Дворецкий П.И., Дунаев В.П. и др. Геология и нефтегазоносность Московской и Мезенской синеклиз. М. «Недра», 2000, с. 144.

49. Гавриш В.К. Заложение, развитие и нефтегазоносность палеорифтов Украины. В сб. «Рифтогенез и нефтегазоносность», М., «Наука» 1993, с. 29-37.

50. Гарбар Д.И., Трофимов.О.В. Геодинамика Карелии. Сов. геология, 1992, №5, с. 28-36.

51. Гарецкий Р.Г. Основные черты тектоники Белоруссии и Прибалтики. Геотектоника, 1982, №6, с. 53-65.

52. Гарецкий Р.Г., Айзберг P.E., Кудельский A.B. Рифтогенные бассейны платформ: особенности геодинамики и нефтегазоносность. В сб. «Рифтогенез и нефтегазоносность», М., «Наука» 1993, с. 43-50.

53. Гарецкий Р.Г., Кирюхин Л.Г., Капустин И. Н., Конищев B.C. Некомпенсированные прогибы Восточно-Европейской платформы. Минск, 1990, с. 99.

54. Гарецкий Р.Г., Кудельский A.B., Айсберг P.E., Альтшулер П.Г. Гео- и флюидодинамика рифтогенеза. В сб. «Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. М., «Наука», 1989, с. 18-27.

55. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. Под ред. A.C. Пантелеева, Н.Ф. Козлова. Оренбург, Орен. кн. из-во, 1997, с. 272.

56. Геология и нефтегазоносность Восточно-Европейской платформы. Ред. В. В. Бронгулеева. М., МГУ, 1985, с. 287.

57. Геология и нефтегазоносность Лено-Тунгусской провинции. Ред. Н.В.Мельников. М., «Недра», 1977, с. 204.

58. Геология и нефтегазоносность осадочных бассейнов Восточной Сибири. Ред. В.В. Забалуева. Л. «Недра», 1980, с.130.

59. Геология нефти и газа Сибирской платформы. Под ред. А.Э. Конторовича, B.C. Суркова, A.A. Трофимука. М. «Недра», 1981, с. 550.

60. Геология рифовых систем кембрия Западной Якутии. — Новосибирск, СНИИГГиМС, вып. 270, 1979, с. 151.

61. Геолого-геохимические условия формирования нефтегазовых месторождений в древних толщах Восточной Сибири. Ред. Б.А. Соколов, М., МГУ, 1989, с. 191.

62. Геофизическая характеристика и тектоника нефтегазоносных провинций Средней Азии и Европейской части СССР. М., «Недра», 1988, с. 189.

63. Геофизические работы в Восточной Сибири. Иркутск, ВосточноСибирское кн. изд., 1969, с. 182.

64. Гипсометрическая карта поверхности кристаллического фундамента центральной и северной частей Восточно-Европейской платформы. Отв. ред. В.П. Орлов, Д.Л. Федоров. М-б 1:2 500 000, 2001.

65. Голов A.A., Чепикова И.К. Рифейско-вендские отложения Волго-Уральской провинции и перспективы их нефтегазоносности. Разведка и охрана недр, 1999, № 5-6, С.31-36.

66. Гольберг И.С. Природные битумы СССР. Л., «Недра» 1981, с. 186.

67. Гольберг И.С., Самсонов В.В. Природные битумы Сибирской платформы как показатели эволюции залежей нефти. В сб. «Закономерности формирования скоплений нефти и газа в платформенных нефтегазоносных провинциях СССР». Л., ВНИГРИ, 1985, с. 5-17.

68. Горбачев В.И., Горбачев И.Ф. Никашин Э.С. и др. Московская синеклиза: новый этап промышленного освоения глубоких горизонтов. Разведка и охрана недр, 1996, № 7, с. 14-19.

69. Гражданкин Д.В., Бронников A.A. Новое местонахождение остатков поздневендских мягкотелых организмов на Онежском полуострове. ДАН, 1997, т. 357, №6, с. 792-796.

70. Грайзер М.И. Диагностика континентальных отложений и перерывов позднего докембрия на примере Сибирской платформы и ее обрамления. Тез. конф. «Эволюция осадочного процесса на континентах и океанах», Новосибирск, СО АН СССР, 1981, с. 102-103.

71. Грамберг И.С. Глобальный аспект нефтегазоносности континентальных окраин океанов. Геология нефти и газа, 1998, №10, с. 27-32.

72. Грачев А.Ф. Рифтовые зоны Земли. М., «Недра», 1977, с. 247.

73. Грачев А.Ф., Николаев В.Г., Сеславинский К.Б. Эволюция структуры, осадконакопления и магматизма Восточно-Европейской платформы в позднем докембрии и палеозое. В сб. «Тектоника и магматизм Восточно-Европейской платформы». М., 1994, с. 5-36.

74. Гришин М.П., Конторович А.Э., Ларичев А.И. и др. Рифейские осадочные бассейны Восточно-Европейской провинции и их нефтегазоносность. В сб. «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность», М., «Наука», 1989, с. 5-12.

75. Гроссгейм В.А., Бескровная О.В., Геращенко И.Л. и др. Методы палеогеографических реконструкций. Л. «Недра», 1984, с. 271.

76. Гусев Г.С., Ковальский В.В., Парфенов Л.М. и др. Эволюция земной коры северо-восточной Сибири (Якутия). Геология и геофизика, 1985, № 9, с. 3-11.

77. Давыдов Ю.В. Рифейские карбонатные отложения юго-востока Сибирской платформы и ее обрамление. Новосибирск, «Наука», 1975, с. 107.

78. Дедеев В.А., Аминов Л.З., Малышев Н.А. и др. Рифтогенез и нефтегазоносность северо-востока Европейской платформы. В сб. «Рифтогенез и нефтегазоносность», М., «Наука» 1993, с. 51-59.

79. Дедеев В.А., Гецен В.Г., Запорожцева И.В. и др. Структура платформенного чехла Европейского Севера СССР. Л. «Наука», 1982, с. 200.

80. Дедеев В.А., Кузнецов А.Г. Сравнительный прогноз нефтегазоносности Московской и Мезенской синеклиз. В сб. «Нефтегазоносность Европейского севера СССР». Сыктывкар, Коми филиал АН СССР, 1980, с. 3-30.

81. Денцкевич И.А. Новое направление нефтепоисковых работ на юге Бузулукской впадины. Тез. докл. конф. «Основные задачи и направления геолого-геофизических работ в Поволжско-Прикаспийском регионе». Саратов, НВНИИГГ, 1999, с. 35-37.

82. Дертев А.К., Арчегов В.Б., Буданов Г.Ф. и др. Нефтегазоносность протерозойских отложений древних платформ. М., «Геоинформмарк», 1996, с. 50.

83. Дертев А.К., Грибков В.В., Кузьмин Б.В. и др. Перспективы нефтегазоносности Ленинградской области и юга республики Карелия (южный склон Балтийского щита). М. «Геоинформмарк», 1994, с. 36.

84. Дертев А.К., Грибков В.В., Лазарев B.G. и др. Перспективы открытия месторождений нефти и газа на северо-западе европейской части России. В сб. «Геология северо-запада вчера и сегодня». СПб, 2000, с. 94-105.

85. Дмитриевский А.Н. Бассейновый анализ. Геол. нефти и газа, №10, 1998, с. 18-26.

86. Дмитриевский А.Н. Системный анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов. В сб. «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность». М., «Наука», 1983, с. 12-16.

87. Дмитриевский А.Н., Баженова Т.К., Илюхин Л.Н. и др. Эволюция осадочных бассейнов в вендско-палеозойскую эру Сибирской платформы и прогноз их нефтегазоносности. М., ВНИИЭгазпром, 1992, с. 98.

88. Дмитровская Ю.Е., Хераскова Т.Н. Палеогеографические и геодинамические обстановки формирования поздневендских и кембрийских отложений центральной части Восточно-Европейской платформы. Литология и полезные ископаемые, 1999, № 6, с. 647-658.

89. Добрецов Н.Л. Пермо-триасовый магматизм и осадконакопление в Евразии как отражение суперплюма. ДАН, 1997, т. 354, № 2, с. 220-223.

90. Добрынина М.И. Особенности размещения палеозойского магматизма северной части Русской плиты с позиций континентального рифтогенеза. В сб. «Геология и полезные ископаемые севера Европейской части СССР». Архангельск, Архангельскгеология, 1991, с. 5-23.

91. Доплатформенные комплексы нефтегазоносных территорий СССР. М., «Недра», 1992, с. 309.

92. Доплатформенные комплексы нефтегазоносных территорий СССР. Под. ред. B.C. Князева и Т.А. Лапинской. М., «Недра», 1992, с. 309.

93. Драгунов В.И. Геологические формации. Л., «Недра», 1973. с.24.

94. Дробот Д.И., Пак В.А., Девятилов Н.М. и др. Нефтегазоносность докембрийских отложений Сибирской платформы, перспективы подготовки и освоения их углеводородного потенциала. Геол. и геоф., 2004, т.45, №1, с. 110120.

95. Ермаков Б.В., Саркисов Ю.М., Попова Г.З. Эпохи разломообразования на территории СССР. Изв. АН СССР, сер. геол., 1982, № 3, с. 113-119.

96. Жарков A.M. Вертикальная неоднородность осадочного чехла древних платформ и ее влияние на нефтегазоносность. Док. Юбилейной конференции. Том 2, СПб., ВНИГРИ, 1999, с. 318-322.

97. Жарков A.M. Влияние дизъюнктивной тектоники на формирование и размещение залежей углеводородов в Центральном Приобье. СПб, «Недра», 2003, 118 с.

98. Жарков A.M. Прогноз распространения песчаных тел в вендских отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы. В сб. «Прогноз зон нефтегазонакопления и локальных объектов на Сибирской платформе». Л., ВНИГРИ, 1988, с. 67-86.

99. Жарков A.M. Соотношение вертикальной и латеральной миграции УВв нефтегазоносных бассейнах древних платформ. «Тез. докл. конф. Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». М., МГУ, 1999, с. 44-45.

100. Жарков A.M. Сравнительный анализ нефтегазоносности древних толщ Сибирской платформы и Русской плиты. Докл. конф. «Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века», СПб, 2000, с. 303312.

101. Жарков A.M., Пильдиш Е.И., Усачева И.В. Цементация продуктивных песчаников южной части Непско-Ботуобинской антеклизы. В кн. «Низкопористые породы-коллекторы и их роль при оценке нефтегазоносности». JL, ВНИГРИ, 1991, с. 16-24.

102. Железнова А.Е., Золотов А.Н., Николаева JI.B. О влиянии соленых буровых рассолов на условия отдачи песчаников нижнего кембрия в Приленском районе Иркутской области. Геология нефти и газа, 1973, №6, с 34-39.

103. Закруткин В.Е. Об относительном количестве живого вещества на разных этапах эволюции биосферы. Тез. конф. «Эволюция осадочного процесса на континентах и океанах», Новосибирск, СО АН СССР, 1981, с. 44-46.

104. Зиновьев A.A., Лукинов В.И. Структура и палеогеография терригенных вендских отложений юга Сибирской платформы. Геол. нефти и газа, 1994, №11, с. 6-12.

105. Золотов А.Н. Тектоника и нефтегазоносность древних толщ. М., «Недра», 1982, с. 197.

106. Золотов А.Н., Лебедев Б.А., Самсонов В.В. Зоны нефтегазонакопления — объекты локального прогноза. Сов. геология, 1989, №2, с. 6-16.

107. Золотов А.Н., Лебедев Б.А., Самсонов В.В. Неструктурные зоны нефтегазонакопления и их поисковые модели. В сб. «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность», М., «Наука», 1989, с. 119-129.

108. Зоненшайн Л.П., Кузьмин М.И. Палеогеодинамика. М., «Наука», 1992, с. 192.

109. Зоненшайн Л.П., Кузьмин М.И., Маралев В.М. Рифтовые структуры в геологическом прошлом. В сб. «Роль рифтогенеза в геологической истории Земли». Новосибирск, «Наука», 1977, с. 11-15.

110. Зорина С.О., Ситдикова Л.М., Баранов В.В., Низамутдинов А.Г. Окислительно-востановительные условия образования верхнедокембрийских отложений юго-востока Татарии. В сб. «Докембрий востока Русской плиты». Казань, изд-во Каз. ун-та, 1991, с 17-22.

111. Иванов Ю.А., Мясникова И.П. Новые аспекты перспектив нефтегазоносности северных районов Сибирской платформы. Геология нефти и газа, 2000, №3, с. 22-29.

112. Ипатов Ю.И. Стратиграфия позднепротерозойских отложений Уджинского поднятия. Геология и геофизика, 1976, № 3, с. 75-81.

113. Ипатов Ю.И. Тектонический режим позднего протерозоя севера Сибирской платформы. Геология и геофизика, 1978, № 12, с. 93-106.

114. Ишерская М.В. Стратиграфическое расчленение пород верхнего протерозоя в скв. Аслы-Куль 4. В сб. «Верхний докембрий южного Урала и востока Русской плиты», БНЦ УрО АН СССР, 1988, с. 18-21.

115. Калинко М.К. Геологические факторы, определяющие закономерности распространения залежей нефти и углеводородных газов в земной коре. В сб. «Геология нефти». М., «Наука», 1964, с. 153-166.

116. Кальвин И.А., Моисеев В.А., Буторов В.В. Условия кристаллизации соли в поровом пространстве коллекторов Непского свода. Геология нефти и газа, 1990, №6, с. 23-25.

117. Карбонатные породы. Под ред. Дж. Чилингара, Г. Бисселла, Р. Фэйрбриджа. М., «Мир», 1970, т.1, с. 395.

118. Карбонатные породы. Под ред. Дж. Чилингара, Г. Бисселла, Р. Фэйрбриджа. М., «Мир», 1970, т.2, с. 265.

119. Карогодин Ю.Н. Состояние теоретической базы и актуальные задачи седиментационной цикличности и нефтяной геологии. В сб. «Теоретические и методические вопросы седиментационной цикличности и нефтегазоносности», Новосибирск, «Наука», 1988, с. 6-13.

120. Карогодин Ю.Н., Малашенков Г.Н., Саидходжаев Ш.Г. Цикличность и нефтегазоносность палеогена северного Таджикистана, Новосибирск, «Наука», 1981, с. 216.

121. Карта нефтегазоносности мира. Гл. ред. В.И. Высоцкий. М, 1994.

122. Каширцев В.А., Арефьев O.A., Бодаев Н.В. и др. Природные битумы северо-востока Сибирской платформы. В сб. «Нефтегазоносность верхнедокембрийских и фанерозойских отложений восточной части Сибирской платформы». Якутск, ЯФ СО АН СССР, 1986, с. 70-79.

123. Кирюхин Л.Г., Капустин И.Н., Немцов Н.И. Рифтогенез и нефтегазоносность Прикаспийской впадины. В сб. «Рифтогенез и нефтегазоносность», М., «Наука» 1993, с. 90-97.

124. Киселев А.И., Егоров К.Н., Масловская М.Н. Геодинамика развития кимберлитового и базитового магматизма в области Вилюйского палеорифта. Отечественная геология, 2002, №4, с. 40-45.

125. Клещев К.А., Капустин И.Н. Эволюция и нефтегазоносность пассивных окраин Европейского палеозойского континента. В сб. «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность», М., «Наука», 1989, с.67-75.

126. Клещев К.А., Шейн B.C., Хайн В.Е. и др. Геодинамические основы прогноза и поисков нефти и газа и их внедрение в практику геологоразведочных работ. М., ВИЭМС, 1990, с.49.

127. Клубова T.T. Изменения свойств коллекторов и покрышек в нижних структурных этажах осадочного чехла. В сб. «Нефтегазоносность нижних структурных этажей чехла платформ», М., «Наука», 1983, с. 115-122.

128. Ковалев A.A., Ушаков С.А. Методика составления тектонических карт с учетом достижений тектоники литосферных плит. В сб. «Тектоника плит и полезные ископаемые». М., МГУ, 1985, с. 185-190.

129. Коваленко B.C., Сивков С.Н., Воинов A.C., Истратов И.В. Пути развития газо-и нефтепоисковых работ в европейской части России, Геол. нефти и газа, №1, 1998, с. 34-37.

130. Коган А.Б. Теория, методика НСЧФ и результаты изучения геомагнитного поля Сибирской платформы. Л., «Недра», 1975, с. 117.

131. Коган А.Б., Хитаров Ю.Н. Основные закономерности разломной тектоники платформенных территорий СССР. Геотектоника, 1982,-№ 6, с. 21 27.

132. Козленко В.Г., Костюкевич A.C., Койфман Л.И., Кореневич К.А. Глубинное строение Мезенской синеклизы по данным сейсмогравитационного моделирования. Геофизический журнал, 1995, т.17, №5, с. 20-29.

133. Козлов В.И., Иванова Т.В., Горохов И.М. и др. Литолого-петрографическая характеристика и перспективы нефтегазоносности доверхнедевонских отложений, вскрытых скважиной 1Леузинская. Уфа, УНЦ РАН, 2003, С.40.

134. Козлов В.И., Муслимов Р.Х., Гатиятуллин Н.С. и др. Верхний докембрий восточных районов Татарстана и перспективы его нефтегазоносности. Уфа, УНЦ РАН, 1995, с.218.

135. Конторович А.Э., Вышемирский B.C. Неравномерность нефтеобразования в истории Земли как результат циклического развития земной коры. ДАН, 1997, т. 356, № 6, с. 794-797.

136. Конторович А.Э., Изосимова А.Н., Конторович A.A. и др. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в верхнем протерозое Сибирской платформы. Геология и геофизика, 1996, т. 37, № 8, с. 166-195.

137. Конторович А.Э., Трофимук A.A., Башарин А.К. и др. Глобальные закономерности иефтегазоносности докембрия Земли. Геология и геофизика, 1996, т. 37, №8, с. 6-43.

138. Копорулин В.И. О геологическом значении процессов терригенного породообразования. В сб. «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность». М., «Наука», 1983, с.281-286.

139. Корчагина Ю.И., Фадеева Н.П. Нефтегазообразование в древних толщах осадочных бассейнов (на примере Тунгусского бассейна). В сб. «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность». М., «Наука», 1983, с.265-274.

140. Костюченко С.Л. Структура и тектоническая модель земной коры Мезенской синеклизы по результатам комплексного геолого-геофизического изучения. Разведка и охрана недр, 1995, № 5, с. 2-8.

141. Костюченко С.Л., Егоркин A.B., Солодилов Л.Н. Тектоническая модель докембрия Московской синеклизы. Разведка и охрана недр, 1995, № 5, с. 8-12.

142. Кравец В.В. Закономерности размещения месторождений нефти и газа в различных геодинамических зонах рифтогенных прогибов древних платформ.

143. Тез док. конф. «Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр» М., 1988, с. 180-181.

144. Крапивенцева В .В., Краснов Е.В. О сопряженности биогенных, флюидодинамических и эндогенных факторов в нефтегазообразовании. В сб. «Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. М., «Наука», 1989, с. 97-102.

145. Кринин В.А., Гутина О.В., Кренцлер Б.Б. Сводный геологический разрез рифейских отложений внутренних районов юго-западной части Сибирской платформы. В сб. «Геология и полезные ископаемые центральной Сибири». Красноярск, КНИИГиМС, 1997, с. 434-448.

146. Кузнецов В.Г. Некоторые черты эволюции карбонатообразования в истории Земли. Сообщение 2. Эволюция доломитообразования и соотношение карбонатонакопления с глобальными геологическими обстановками. Литология и полезные ископаемые, 2000, №2, с. 146-156.

147. Кузнецов В.Г. Палеозойское рифообразование на территории России и смежных стран. М., «Геос», 2000, с. 227.

148. Кузнецов Г.Ф. Магнитное поле западной части Сибирской платформы и его геологическое истолкование. В сб. «Региональные геофизические исследования в Сибири». Новосибирск, «Наука», 1967, с 75-104.

149. Кузьменко Ю.Т. Тектоника осадочного чехла и кристаллического основания района Москвы. Бюл. Моек, о-ва испытателей природы. Отд. геол., 1994, т. 69, вып. 4, с. 10-18.

150. Кутейников Е.С., Жарков A.M. и др. Оксиантраксолиты мотской свиты иркутского Присаянья. Тезисы докладов семинара «Геологии и ресурсы природных битумов». Ленинград, ВНИГРИ, 1980, с.2.

151. Ларская Е.С., Горюнова Е.А. Некоторые особенности строения рифейского юрубченского резервуара в связи с проблемой его нефтегазоносности. Геология нефти и газа, 1995, № 4, с. 15-22.

152. Дашкова JI.H., Сакалаускас К.А., Хубльдиков А.И. О времени формирования нефтяных месторождений Калининградской области РСФСР. Изв. АН СССР, сер. геол., 1979, №1, с. 96-101.

153. Лисицын А.П., Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах. М. «Наука», 1988, с. 308.

154. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы. Под ред. Гуровой Т.И., Черновой Л.С. Москва, «Недра», 1988, С.254.

155. Логачев A.A. Магниторазведка. Л., «Недра», 1968, с.295.

156. Лукинов В.И. Авлакогены Сибирской платформы. В сб. «Критерии оценки перспектив нефтегазоносности и направления геологоразведочных работ на Сибирской платформе. М., ВНИГНИ, 1988, с. 56-66.

157. Мавричев В.Г. Поиски углеводородов аэромагнитным методом. В сб. «Нетрадиционные методы поисков месторождений полезных ископаемых. СПб, 2000, с. 3-13.

158. Магниторазведка. Справочник геофизика. Под ред. В.Е.Никитского, Ю.С.Глебовского, М. «Недра», 1980, с. 367.

159. Макаров А.Н., Багринцева К.И., Садыбеков А.Т. Особенности строения рифейских карбонатных коллекторов юрубченского газонефтяного месторождения. Геология нефти и газа, 1998, № 4, с. 18-30.

160. Максимов СИ, Золотов А.Н., Лоджевская М.И. Тектонические условия размещения и формирования залежей нефти и газа на древних платформах. В сб. «Глобальные тектонические закономерности нефтегазонакопления». М., «Наука». 1985, с. 45-55.

161. Максимов С.П., Муромцева В.А. О формировании залежей нефти в кембрийских отложениях южного борта Балтийской синеклизы. Геология нефти и газа, 1975, №3, с. 20-27.

162. Масагутов Р.Х. Палеогеография средне- и верхнерифейских отложений Башкирского Приуралья. Геол., геофиз. и разработ. нефтян. местор., 2000, №8, с. 6-11.

163. Маслов A.B., Ишерская М.В. Осадочные ассоциации рифея Волго-Уральской области. Екатеринбург, УрО РАН, 1998, с. 267.

164. Мегакомплексы и глубинная структура Земной коры нефтегазоносных провинций Сибирской платформы. Под. ред. B.C. Суркова. М. «Недра», 1987, с. 202.

165. Мельников Н.В. Нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгуской провинции. Геология и геофизика. 1996, т. 37, № 8, с. 196-205.

166. Мельников Н.В., Исаев A.B. Сейсмогеологические модели и перспективные нефтегазоносные объекты вендского комплекса в Байкитской нефтегазоносной области. Геол. и геоф., 2004, т.45, №1, с. 134-143.

167. Мельников Н.В., Старосельцев B.C., Хоменко A.B. Перекрытые базальтами осадочные бассейны древних платформ и их нефтегазоносность. В сб. «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность», М., «Наука», 1989, с.21-29.

168. Мигурский A.B. Главные фазы латеральной миграции углеводородов на юге Сибирской платформы. В сб. «Новые идей в геологии и геохимии нефти и газа», М., из-во Мое. ун-та, 1999, с. 162-164.

169. Микуленко К.И. Тектонические режимы и нефтегазоносность осадочно-породных бассейнов. В сб. «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность», М., «Наука», 1989, с.61-67.

170. Милановский Е.Е. Рифтогенез в истории Земли. М., «Недра». 1983, с. 280.

171. Монин A.C. Ранняя геологическая история земли. М., «Недра», 1987, с. 261.

172. Наливкин В.Д., Гольдберг И.С., Кругликов Н.М. и др. Процессы разрушения залежей нефти и газа и оценка потерь углеводородов. Сов. Геология. 1984, № 7, с. 60-70.

173. Негруца В.З. От структурно-вещественной периодизации к цикло-хронометрической стратиграфии докембрия. В сб. «Общие вопросы и принципы расчленения докембрия». СПб., «Наука», 1994, с. 27-43.

174. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. Москва, «Недра», 1984, с.78.

175. Нефтегазоносные провинции СССР. М., «Недра», 1983, с. 375.

176. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник, под ред. С.П. Максимова., т. 2, М., «Недра», 1987, с. 298.

177. Нефтяные месторождения Прибалтики. Ред. Г.Б.Восилюс. Вильнюс, «Мокслас», 1987, с. 148.

178. Объяснительная записка к карте «Гипсометрия поверхности кристаллического фундамента центральной и северной частей ВосточноЕвропейской платформы». Санкт-Петербург, ВСЕГЕИ, 2001, с.69.

179. Объяснительная записка к схеме стратиграфии верхнего докембрия Русской платформы. Киев, ИГН АН УССР, 1978, 36 С.

180. Оловянишников В.Г. Верхний докембрий Тимана и полуострова Канин. Екатеринбург, УрО РАН, 1998, с. 163.

181. Оловянишников В.Г. Загадка Серёговского соляного купола. В сб. «Геология и минеральные ресурсы южных районов республики Коми», Сыктывкар, 1996, с.49-51.

182. Оловянишников В.Г. Модель строения верхнерифейской рифогенной формации Тимана. Коми науч. центр УрО РАН, 1997, с.36.

183. Опорный разрез верхнедокембрийских отложений западного склона Анабарского поднятия. JI., «Недра», 1970, с. 146.

184. Органическая геохимия палеозоя и допалеозоя Сибирской Платформы и прогноз нефтегазоносности. Ред. К.К.Макаров, Т.К.Баженова. Д., «Недра», 1981, с. 210.

185. Орлов В.П., Мазур В.Б., Федоров Д.Л. и др. Геология и оценка нефтегазоносности Московской синеклизы. М., «Геоинформмарк», 1998, с. 55.

186. Основные черты тектоники осадочного чехла южной части Сибирской платформы. Под ред. Э. А. Базанова. Л., «Недра», 1976, с. 110.

187. Постникова И.Е. Верхний докембрий Русской плиты и его нефтегазоносность. М., «Недра», 1977, с. 222.

188. Постникова И.Е., Баженова O.K., Коцарева Т.А. Литолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности докембрийских отложений Пачемского авлакогена. Геология нефти и газа, 1998, № 1, с. 26-33.

189. Постникова И.Е., Постникова О.В., Тихомирова Г.И., Фомичева Л.Н. Карстовая модель рифейского природного резервуара Юрубчено-Тохомского месторождения. Геология нефти и газа, 2001, №3, с. 36-41.

190. Прошляков Б.К., Гальянова Т.И., Пименов Ю.Г. Катагенез подсолевых осадочных образований востока Прикаспийской впадины. В сб. «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность». М., «Наука», 1983, с.238-244.

191. Решения Всесоюзного стратиграфического совещания по докембрию, палеозою и четвертичной системе Средней Сибири. Новосибирск, 1983, с. 216.

192. Ронов А.Б., Хаин В.Е., Сеславинский К.Б. Нижне- и среднерифейские литологические комплексы мира. Сов. Геология, 1980, №5, с. 59-79.

193. Ронов А.Б., Хайн В.Е, Балуховский А.Н., Сеславинский К.Б. Изменение распространенности объемов и скоростей накопления осадочных и вулканогенных отложений в фанерозое. Изв. АН СССР, сер. геол., 1976, № 12, с. 5-12.

194. Ронов А.Б., Хайн В.Е., Балуховский А.Н. Сравнительная оценка интенсивности вулканизма на континентах и в океанах. Изв. АН СССР, сер. геол., 1979, №5, с. 31-47.

195. Ронов А.Б., Хайн В.Е., Сеславинский К.Б. Атлас литолого-палеогеографических карт мира: поздний докембрий и палеозой континентов. Л., Мингео. СССР, 1984, с. 70.

196. Руднев А.Н. Геодинамическая эволюция и прогноз нефтегазоносности древних толщ Мезенской синеклизы. Мат. конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа», М. «Геос», 2004, с.471-472.

197. Русская платформа. Под ред. В.Д. Наливкина, К.Э. Якобсона. JL, «Недра», 1985, с. 355.

198. Савицкий В.Е., Асташкин В.А. Роль и масштабы рифообразования в кембрийской истории Сибирской платформы. В сб. «Геология рифтовых систем кембрия западной Якутии». Новосибирск, СНИИГГиМС, 1979, вып. 270, с 5-19.

199. Салоп Л.И. Геологическое развитие Земли в докембрии. Л., «Недра», 1982, с. 343.

200. Салоп Л.И. Тектонические циклы докембрия. Сов. Геология, 1983, №3, с. 37-46.

201. Самсонов В.В. и др. Эпигенетическая цементация терригенных коллекторов и особенности распространения битумоидов на южном склоне Непского свода. Геология нефти и газа, 1977, № 2, с. 18-25.

202. Самсонов В.В. О нефтяном потенциале карбонатных отложений Непского свода. В сб. «Прогноз зон нефтегазонакопления и локальных объектов на Сибирской платформе». Л., ВНИГРИ, 1988, с. 24-31.

203. Самсонов В.В.,. Лебедев Б.А., Пирятинский Б.Г. и др. Зоны нефтегазонакопления главные объекты поисков. В сб. «Зоны нефтегазонакопления - главные объекты поиска». Л., 1986, с. 5-14.

204. Сахибгареев P.C., Самсонов Б.В. Литологические аспекты формирования Верхнечонского газонефтяного месторождения. В кн. «Вопросы оптимизации прогноза поисков и разведки месторождений нефти и газа на Сибирской платформе». Иркутск, 1987, с. 68-69.

205. Светлакова А.Н. Системы разломов земной коры на востоке ВосточноЕвропейской платформы и их связь с нефтегазоносностью региона. Уфа, УНЦ РАН, 1993, с.147.

206. Сегалович В.И., Нахтигаль Г.П., Барко О.Ф. Глубинное строение земной коры и перспективы нефтегазоносности Московской синеклизы. Разведка и охрана недр, 2000, № 7-8, с. 20-28.

207. Сейсмическая стратиграфия. М., «Мир», т. 1, с. 370; т. 2, с. 337.

208. Сибирская платформа. Под ред. Н.С. Малича, B.JI. Масайтиса, B.C. Суркова. JI. «Недра», 1987, с. 447.

209. Симонов А.П., Губерман Д.М., Митрофанов Ф.И. и др. Рифейская нефть полуострова Рыбачий: миф или ключ к принципиально новому направлению нефтегазопоисковых работ на шельфе Баренцева моря. Вестник МГТУ, т.1, № 2, 1998, с. 121-140.

210. Симонов А.П., Губерман Д.М., Яковлев Ю.Н. Тектоника и нефтегазоносность рифейских осадочных бассейнов северной Евразии. Докл. Юбил. конф. ВНИГРИ, т. 1, СПб., ВНИГРИ, 1999, с. 133-148.

211. Соколов Б.А. Нефтегазоносность и рифтогенез. В сб. «Закономерности формирования скоплений нефти и газа в платформенных нефтегазоносных провинциях СССР». JL, ВНИГРИ, 1985, с. 37-47.

212. Соколов Б.А. О скорости формирования нефтяных и газовых месторождений. Изв. РАЕН, 1999, №2, с. 11-13.

213. Соколов Б.А. Эволюционно-динамические критерии оценки нефтегазоносности недр. М., «Недра», 1985, с. 168.

214. Соколов Б.А., Егоров В.А., Накаряков В.Д. и др. Геолого-геохимические условия формирования нефтегазовых месторождений в древних толщах Восточной Сибири. Изд-во МГУ, 1989, с. 191.

215. Соколов Б.А., Сафронов А.Ф., Трофимук А.Ан. и др. История нефтегазообразования и нефтегазонакопления на востоке Сибирской платформы. М., «Наука», 1986, с. 167.

216. Соколов Б.А., Япаскурт О.В. Катагенез пород и нефтегазоносность западной окраины Верхоянского миогеосинклинального осадочного бассейна. В сб. «Осадочные бассейны и их нефтегазоносность». М., «Наука», 1983, с.226-237.

217. Соколов Б.С. Очерки становления венда. М., КМК Лтд., 1997, с. 156.

218. Солонцов Л.Ф., Аксенов Е.М., Андреев С.П. и др. К литологии и индексации песчаниково-алевритовых пачек и пластов валдайской серии Московской синеклизы. Тр. Казанского геол. ин-та, 1970, № 30, с. 324-345.

219. Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. М., «Недра», 1987, с. 335.

220. Станковский А.Ф., Веричев Е.М., Гриб В.П. и др. Венд юго-восточного Беломорья. Изв. АН СССР, сер. геол., 1981, № 2, с. 78-86.

221. Станковский А.Ф., Веричев Е.М., Гриб В.П., Добейко И.П. Венд юго-восточного Беломорья. Изв. АН СССР, сер. геолог., № 2, 1981, с.78-87.

222. Станковский А.Ф., Данилов М.А., Гриб В.П., Синицын A.B. Трубки взрыва Онежского полуострова. Сов. Геология, № 8, 1973;

223. Старобинец И.С., Обухова М.В. Геолого-геохимические критерии сохранности скоплений углеводородов в западной части Сибирской платформы. Геология и геофизика, 1996, т. 37, № 8, с. 213-219.

224. Старосельцев B.C. Основные тектонические этапы формирования чехла Сибирской платформы в связи с нефтегазоносностью рифейских отложений. Геология и геофизика, 1996, т. 37, № 8, с. 206-212.

225. Старосельцев B.C. Тектоника базальтовых плато и нефтегазоносность подстилающих отложений. М., «Недра», 1989, с. 259.

226. Старосельцев B.C., Дивина Т.А. Актуальные вопросы тектоники нефтегазоперспективных районов севера Тунгусской синеклизы. В сб. «Геодинамическая эволюция осадочных бассейнов». Новосибирск, «Наука», 1991, с. 189-199.

227. Старосельцев B.C., Дивина Т.А., Егорова Л.И. и др. Особенности строения и перспективы нефтегазоносности Чириндинского поднятия. В сб. «Актуальные проблемы региональной геологии Сибири». Новосибирск, СНИИГГиМС, 1992, с. 77-78.

228. Старосельцев B.C., Мигурский A.B., Гребенюк В.В., Дивина Т.А. Геодинамический контроль нефтегазоносности вулканогенно-осадочного чехла Сибирской платформы. Геол. и геоф., 2004, т.45, №1, с. 91-99.

229. Старосельцев B.C., Мигурский A.B., Старосельцев К.В. Енисейский кряж и его сочленение с Сибирской платформой и западно-Сибирской плитой. Геол. и геофиз., 2003, т. 44, №1-2, с. 76-85.

230. Старосельцев K.B. О вещественном составе фундамента восточной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области. Геол. и геофиз., №11, 1989, с. 18-24.

231. Стратиграфическая схема вендских отложений Московской синеклизы. М., ИГиРГИ, 1996, с. 46.

232. Сулимов И.Н. Присаяно-Енисейский догерцинский краевой прогиб. Л., «Недра», 1970, с. 246.

233. Сурков B.C., Гришин М.П. Строение рифейских осадочных бассейнов Сибирской платформы. Геология и геофизика, т.38, 1997, №11, с. 1712- 1716.

234. Сурков B.C., Коробейников В.П., Крылов C.B. и др. Геодинамические и седиментационные условия формирования рифейских нефтегазоносных комплексов на западной окраине Сибирского палеоконтинента. Геология и геофизика, 1996, т. 37, №8, с. 154-165.

235. Тимофеев П.П., Щербаков A.B. Энергетические аспекты осадочного процесса. ДАН СССР, 1978, т.242, №5, с. 1166-1169.

236. Топешко В.А., Рябкова Л.В. Типы залежей нефти и газа юга Сибирской платформы. Геология и геофизика, т.41, 2000, №6, с. 896-904.

237. Ункусов В.А. Тектоника плит. Л. «Недра», 1981, с. 288.

238. Условия древнего осадконакопления и их распознавание. Под ред. Дж. Ригби, У. Хемблина. М., «Мир», 1974, с. 325.

239. Федоров А.Е. Гексагональные сетки линейных неоднородностей Земли. М., «Недра», 1991, с. 128.

240. Федоров Д.JI. Нефтегазоносность древних толщ осадочных бассейнов мира. Изв. РАЕН, 1999, №2, с. 13-16.

241. Федоров Д.Л. Нефть протерозоя Восточно-Европейской платформы — фантазия или реальность? Геология и геофизика, 1996, т. 37, № 8, с. 116-124.

242. Федоров Д.Л. Проблема нефтегазоносности древних толщ Русской платформы. Геология нефти и газа, 1994, № 2, с. 8-12.

243. Федоров Д.Л. Рифтогенные осадочные бассейны Русской платформы и перспективы их нефтегазоносности. В сб. «Тектоника и магматизм ВосточноЕвропейской платформы». М., 1994, с. 50-56.

244. Федоров Д.Л., Владимирова Т.В., Лобусев A.B., Рожков Э.Л. Газонефтяной потенциал древних толщ центральных районов Русской платформы — результаты, проблемы и перспективы освоения. М., ИРЦГазпром, 1994, с. 46.

245. Федоров Д.Л., Костюченко С.Л., Солодилов Л.Н. Среднерусский авлакоген — тектонический трансфер в системе Прикаспийской и Баренцевоморской нефтегазоносных впадин. Отечеств. Геолог, 1996, №2, с. 50 61.

246. Хайн В.Е. Нефтегазоносность и тектоника. Геология нефти и газа, 1998, № 10, с. 5-7.

247. Хайн В.Е. Формирование современных океанов и осадочных чехлов континентальных платформ. ДАН, 2001, т. 376, №2, с. 229-230.

248. Хайн В.Е., Божко H.A. Историческая геотектоника. Докембрий. М., «Наука», 1988, с. 382.

249. Хайн В.Е., Левин А.Э., Тулиани Л.И. Некоторые количественные параметры глобальной структуры Земли. Геотектоника, 1982, № 6, с. 12-23

250. Хайн В.Е., Ронов A.B., Сеславинский К.Б. Верхнерифейские литологические комплексы мира. Сов. Геология, 1981, № 1, с. 72-91.

251. Хайн В.Е., Соколов Б.А. Нефтегазоносность древних платформ в свете современных тектонических представлений. В кн. «Древние платформы и их нефтегазоносность». М., «Наука», 1981, с. 3-13.

252. Хайн В.Е., Соколов Б.А. Рифтогенез и нефтегазоносность: основные проблемы. В сб. «Рифтогенез и нефтегазоносность», М., «Наука» 1993, с. 5-16.

253. Хайн В.Е., Соколов Б.А. Флюидодинамический анализ новый этап развития учения о нефтегазоносности осадочных бассейнов. В сб. «Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов». М., «Наука», 1989, с. 5-12.

254. Ханин A.A. Породы коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М., «Недра», 1973, с. 368.

255. Харахинов В.В., Нестеров В.Н., Соколов Е.П., Шленкин С.И. Новые данные о геологическом строении Куюмбинского месторождения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления. Геология нефти и газа, 2000, №5, с. 1220.

256. Харман Г. Современный факторный анализ. М., «Наука», 1972, с. 485.

257. Хатьянов Ф.И. О тектонической природе погребенных девонских микрограбенов и перспективах поисков нефтеносных структур на юго-востоке Русской платформы. Геология нефти и газа, 1971, №7. с. 41-46

258. Хачатрян P.O., Морозов С.Г. Геологические предпосылки нефтегазоносности рифейского и вендского структурных этажей востока Русской плиты. В сб. «Нефтегазоносность нижних структурных этажей чехла платформ», М., «Наука», 1983, с. 36-44.

259. Холодов В.Н. Условия образования и вторичные изменения красноцветных формаций как факторы формирования стратиформного оруденения. В сб. «Формации осадочных бассейнов». М., «Наука», 1986, с. 1437.

260. Хоментовский В.В. Байкальский комплекс и байкалиды. Геология и геофизика, 1984, №8, с. 33-40.

261. Хоментовский В.В., Шенфиль В.Ю., Бутаков Е.П. Опорные разрезы отложений верхнего докембрия и нижнего кембрия Сибирской платформы. М., «Наука», 1972, с. 356.

262. Хэллем Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность. М., «Мир», 1983, с. 328.

263. Чекунов A.B., Калюжная Л.Т., Рябчун Л.И. Глубинное строение и нефтегазоносность Днепрово-Донецкого палеорифта. В сб. «Рифтогенез и нефтегазоносность», М., «Наука» 1993, с. 16-24.

264. Чепиков K.P., Никишин В.И. Сравнительная характеристика нефтегазосодержащих терригенных формаций кембрия ВосточноЕвропейской и юга Сибирской платформ. В сб. «Нефтегазоносность нижних структурных этажей чехла платформ», М., «Наука», 1983, с. 67-77.

265. Шаблинская Н.В., Буданов Г.Ф., Лазарев B.C. Промежуточные комплексы платформенных областей СССР и их нефтегазоносность. Л., «Недра», 1990, с. 179.

266. Шенфиль В.Ю. Поздний докембрий Сибирской платформы. Новосибирск, «Наука», 1991, с. 183.

267. Шиловская Т.И., Шиловский А.П. Тектоника Московской синеклизы по результатам переинтерпретации геолого-геофизических материалов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2003, №10, с. 1926.

268. Шпунт Б.Р. Особенности позднедокембрийского рифтогенеза Сибирской платформы. В сб. «Геология и геохронология докембрия Сибирской платформы и ее обрамление». Л., «Наука», 1990, с. 118-130.

269. Шпунт Б.Р. Позднедокембрийский рифтогенез Сибирской платформы. Якутск, ЯФ СО АН СССР, 1987, с. 140.

270. Шустер В.Л. Проблемы нефтегазоносности кристаллических пород фундамента. М., «Геоинформцентр», 2003, с. 48.

271. Эринчек Ю.М., Милынтейн Е.Д. Рифейский рифтогенез центральной части Воточно-Европейской платформы. СПб., ВСЕГЕИ, 1995, с. 47.

272. Юсупов Б.М., Веселов Г.С. Размещение нефтяных месторождений Татарии. М., «Наука», 1973, с. 189.

273. Якуцени В.П., Белонин М.Д., Грибков В.В, Нетрадиционные объекты и источники углеводородного сырья России и технологии их комплексного освоения. Геология нефти и газа, 1994, №12, с. 35-39.

274. Zharkov A.M. Applying factor analysis for studying regularities oil reservoirs cementation Mathematical methods in geology. T. 2, Prague, 1999, p. 342-348.

275. Zharkov A.M., Ivanovskaja A.V., Shibina T.D., Bazhenova T.K. Oil and gas in upper proterozoic reservoirs of central part of East European Platform. Extended abstracts, volume 2. 59th EAGE CONFERENCE. Geneva, 1997, p. 87-88.

276. Zharkov A.M., Shibina T.D. Lithology and reservoir of Upper Proterozoic deposits northern and central Russian plate. Extended abstracts, 5-th Nordic symposium on petrophysics, Copenhagen, 1999, p. 77-78.

Информация о работе

Жарков, Александр Михайлович
доктора геолого-минералогических наук
Санкт-Петербург, 2005
ВАК 25.00.12

Диссертация

Закономерности строения и сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности отложений базальных комплексов осадочного чехла Восточно-Европейской и Сибирской платформ - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы