CC BY
57
по году обследования радона в атмосфере, по виду анализа (измерения радона в воздухе и воде) (рис. 6). Для элементарной статистической обработки создан запрос, который дает возможность автоматически отбирать участки, где значения ЭРОА радона, например, выше нормы (рис. 7).
В результате проведенных работ были сделаны
• создано полноценное хранилище данных по радону в Северомуйском тоннеле;
• реализована возможность автоматически отбирать участки по запрашиваемым значениям ЭРОА радона;
• база данных является основой для визуализации данных по радону в ГИС-инструментарии.
следующие выводы:
Библиографический список
1. Несмеянов А.Н. Радиохимия. М.: Химия, 1972. 3. Нормы радиационной безопасности НРБ - 99 (СП
2. Быкова Н.М., Шерман С.И. Северо-Муйский тоннель - из 2.6.1.758-99). М., 2000. 119 с. XX в XXI век. Новосибирск: Наука, 2007. 186 с.
УДК [553.98(47)]
ГЕОДИНАМИКА ОКРАИН СИБИРСКОГО И СЕВЕРО-АЗИАТСКОГО КРАТОНОВ И ПОЛОЖЕНИЕ ПАЛЕООЧАГОВ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ
Л.А.Рапацкая1, А.Н.Иванов2
Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Рассмотрены закономерности и модели формирования месторождений углеводородов в различных геодинамических обстановках. По данным предыдущих исследований установлена связь между палеоочагами генерации углеводородов и структурами их скопления. Высказаны предположения о времени образования нефтегазоносных месторождений. Ил. 4. Табл. 2. Библиогр. 4 назв.
Ключевые слова: геодинамика; модели месторождений УВ; нефтегазоносные ба^ейны; палеоочаги УВ.
GEODYNAMICS OF THE MARGINS OF SIBERIAN AND NORTH ASIAN CRATONS AND THE LOCATION OF PA-LEOFOCUSES OF HYDROCARBON GENERATION L.A. Rapatskaya, A.N. Ivanov
National Research Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The authors consider the regularities and formation models of hydrocarbon deposits in different geodynamic conditions. The data of previous studies allowed to establish a connection with paleofocuses of hydrocarbon generation and the structures of their cluster. The authors make an assumption on the formation time of the oil and gas fields. 4 figures. 2 tables. 4 sources.
Key words: geodynamics; models of hydrocarbon deposits; oil and gas basins; hydrocarbon paleofocuses.
Становление новой парадигмы эволюции литосферы - тектоники литосферных плит заставило пересмотреть теоретические воззрения на условия образования и миграции углеводородов (УВ). Согласно мобилистской концепции, генерация УВ могла происходить в различных геодинамических обстановках: в областях устойчивого и длительного прогибания с накоплением мощных осадочных толщ; в узких, линейно вытянутых рифтовых бассейнах с особым геодинамическим режимом; в зонах столкновения лито-сферных плит, где процессы субдукции на конечных этапах переходили в субдукционно-обдукционные. По мнению В.П. Гаврилова, наиболее благоприятными моделями для генерации УВ являются рифтогенная и
субдукционно-обдукционная (аккреционно-коллизионная) [1]. Такие же идеи еще в 1984 году высказывал В.Е. Хаин, подразделявший все нефтегазоносные бассейны (НГБ) на деструкционные, коллизионные и конструкционные.
Деструкционные бассейны сформировались в условиях растяжения внутри континентального или ок-раинно-континентального рифтогенеза. В коллизионных бассейнах начальные стадии характеризуются растяжением, а конечные - сжатием в результате столкновения окраин континентов и островных дуг с образованием краевых прогибов, зон шарьяжных перекрытий в складчатых горных сооружениях. Конструкционные бассейны возникают только в условиях
1Рапацкая Лариса Александровна, кандидат геолого-минералогических наук, профессор кафедры геологической съемки, поисков и разведки МПИ, e-mail: Rapatskya L.A.@istu.edu
Rapatskaya Larisa Alexandrovna, Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, professor of the chair of Surveying, Search and Prospecting for Mineral Resources, e-mail: Rapatskya LA@istu.edu
2Иванов Александр Николаевич, доктор геолого- минералогических наук, профессор кафедры геологической съемки, поисков и разведки МПИ, e-mail: Ivanov A.N.@istu.edu
Ivanov Alexander Nikolaevich, Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, professor of the chair of Surveying, Search and Prospecting for Mineral Resources, e-mail: Ivanov AN@istu.edu
сжатия на активизированных окраинах континентов и в зонах коллизии. Значительную часть НГБ, сформировавшихся на преобразованных окраинах древних кра-тонов Лавразийского сегмента - Предкарпатский, Ти-мано-Печорский, Волго-Уральский, Предверхоянский, Предпатомский и др. исследователи относят к коллизионному типу.
По нашим представлениям, генерация УВ в отдельных структурах Сибирского кратона происходила по аккреционно-коллизионной модели [1]: пассивная окраина активизируется вследствие островодужного наращивания и последующего столкновения с новообразованным орогеном. На окраине кратона формируются перикратонные прогибы такие, как Предъени-сейский, Предверхоянский, Предпатомский и др., служившие впоследствии палеоочагами генерации УВ, при перекрытии их надвинутыми с соседней складчатой области, или иначе говоря, аккреционного орогена чешуйчатыми блоками новообразованной континентальной коры. Разновозрастные аккреционные ороге-ны, прилегающие к Сибирскому кратону, определяют время закрытия (захлопывания) палеобассейна, образование перикратонного прогиба, впоследствии па-леоочага генерации УВ и соответственно возраст нефтегазоносных комплексов (НГК) различных месторождений нефти и газа. Поэтому, несмотря на сходство строения перикратонных прогибов, структуры и состава НГК, возраст последних различен [2]: самые древние рифейские находятся на Камовском своде (Предъенисейский прогиб), венд-кембрийские - на Непско-Ботуобинской антеклизе (Предпатомский прогиб), мезозойские - на Китчанском выступе (Предверхоянский прогиб) и др. (рис.1).
Для геодинамической реконструкции выделения НГ территорий следует определить их структурное положение с позиций тектоники литосферных плит.
Согласно современным представлениям, Сибирский кратон в неопротерозойское время входил в состав суперконтинента Родиния. Время распада этого континента разными авторами трактуется неоднозначно и охватывает период от 1млрд до 650 млн лет, но все признают, что в результате его раскола образовались отдельные сегменты и произошло раскрытие Палеоазиатского океана (ПАО), т.е. внутриконтинентальный рифтинг по мере своего развития привёл к образованию обширного океанического бассейна. По краям океана возникали пассивные окраины, где происходило формирование мощных толщ осадков, сносимых с континента, и накопление массы органического вещества (ОВ).
В истории ПАО Н.А. Берзин с соавторами выделяет восемь разновозрастных групп островных дуг, примкнувших к континенту в разное время. Очертания бассейна реконструированы по выходам офиолитовых ассоциаций возрастом около 1млрд лет, распространённых на огромной территории от Восточных Саян до Енисейского кряжа и подробно рассмотренных в работах Л.П. Зоненшайна. Но уже на границе венда - нижнего кембрия геодинамическое развитие региона характеризуется причленением к Сибирскому кратону раннедокембрийских террейнов, рифейских офиоли-товых комплексов и островодужных систем, сопровождавшимся мощным тектогенезом. Режимы аккреционных обстановок окраин Сибирского и СевероАзиатского кратонов были реконструированы по результатам исследований, проведённых по международному проекту «Геодинамическая эволюция Палеоазиатского океана» (рис. 2). Процессы причленения к окраинам Северо-Азиатского сегмента (СевероКитайского и Таримского кратонов) подтверждаются работами китайских исследователей (Сяо Сючаня и др.), выделивших докембрийский высокобарический
Рис.1. Положение осадочных бассейнов на Сибирской платформе (составлено авторами по материалам А.Э. Которовича и А.И. Сизых): I - Предпатомский, II -Байкитский, III - Лено-Вилюйский; зоны шарьяжных перекрытий: 1 - Енисейский кряж; 2 - Байкало-Патомское нагорье; 3 - Верхоянский прогиб; 4 - горы Бырранга; 5 - месторождения нефти и газа
Рис. 2. Геодинамическая карта западной части ПАО (по Н.А. Берзину, 1994): 1 - кратоны; 2-6 - аккреционно-коллизионные системы с комплексами океанической коры островных дуг и микроконтинентов: 2 - Р&3 -6, 3 - 6- Б, 4 - О- С1 (на юго-востоке -Р-Т),5 -Р12, 6 - нерасчленённые Р^-МИ; 7-9 - микроконтиненты и докембрийские сиалические блоки: 7 - лавразийской группы, 8 - гондванской группы, 9 - прочие;
10 - контуры геодинамических карт
глаукофан-сланцевый комплекс и восстанавливающих четыре типа голубосланцевых поясов разного возраста. Они были аккретированы вдоль или между различными микроплитами и почти повсеместно ассоциируются с расчешуенными офиолитами и зонами меланжа. Эту ассоциацию китайские исследователи называют «тройственное единство», объясняя её возникновение результатом внезапного уменьшения скорости конвергентного сближения микроплит (субдук-ции).
Развитие океанов, возникших вследствие раскола и раздвига литосферных плит, заканчивается их закрытием (захлопыванием) и при этом образуются крупные линейные пояса покровно-складчатого строения. Сибирский кратон с запада ограничен Предъени-сейским прогибом, с востока - Предверхоянским, с юга и юго-востока соответственно Саянским и Байка-ло-Патомским покровно-складчатыми шарьяжно-надвиговыми поясами (см. рис.1).
Ещё в далёком 1877 году Д.И. Менделеев, обосновывая свои взгляды на происхождение нефти, указывал на положение нефтяных местностей вблизи горных кряжей. А И.М. Губкин (1932), рассматривая приуроченность нефтегазоносных залежей к окраинным частям горных хребтов (т.е. фронтальным зонам шарьяжно-надвиговых поясов в современном понимании), назвал это «законом распределения нефтяных месторождений», т.е. задолго до разработки основных положений о НГБ указал на пространственную взаимосвязь нефтегазоносности с окраинами континентов (окраинные зоны горных цепей), покровно-складчатых поясов, сопряжённых с активизированными окраинами древних кратонов, являющихся областями максимального нефте- и газонакопления.
Как уже упоминалось, наибольшего внимания среди структур древних кратонов заслуживают преобразованные в результате геодинамических аккреционно-коллизионных процессов пассивные окраины, на территории которых впоследствии были сформированы многочисленные нефтегазоносные месторождения. Аккреционно-коллизионная модель предусматривает сгружение огромных масс осадков с большим количеством рассеянного органического вещества (ОВ) -аккреционных призм - и их частичное затягивание в зону поглощения, где они попадают в жёсткие термобарические условия. Находясь под действием высоких температур (100 =400 ° С) в течение 1 -2 млн лет, органика оказывается в благоприятных условиях для нефтегазообразования, при которых за короткий промежуток времени она трансформируется в газ и ка-пельно-жидкую нефть. Рассеянные в породе УВ мобилизуются, вовлекаясъ в общий глубинный водомине-ральный поток термальными водами, возникающими при дегидратации океанической литосферы в зонах субдукции [1] .
При обдукции происходит надвигание на пассивную окраину кратона обдукционных пластин земной коры, которые за счёт трения создают эффект «горячего утюга», что существенно увеличивает общий масштаб нефтегазообразования в субдукционно-обдукционных областях. Бурением подтверждено наличие надвиговых структур в глубоких горизонтах внутренних частей Сибирской платформы. На Ковык-тинской площади двумя скважинами вскрыты две тектонические пластины кристаллосланцев и кварцито-подобных пород возрастом 2,5 - 2,6 млрд лет, разделённых рифей-вендскими отложениями. По данным М.А. Жаркова и др. « наиболее ярким аргументом проявления блоковой тектоники является двоекратное
вскрытие бурением пород фундамента в скв. № 31 Аянской площади. После шестиметрового блока гранитов вскрыт обычный осадочный разрез терригенных отложений, ниже которого находятся породы фундамента». А ещё раннее, некоторые исследователи предполагали широкое распространение рифейских образований в пределах Непско-Ботуобинской антек-лизы под надвинутыми пластинами кристаллического фундамента. В глубинном разрезе вскрыты тектонические глины, зоны дробления с зеркалами скольжения, микроскладками волочения в аргиллитах и песчаниках аллохтона. Аналогичная структурная ситуация отмечается в скважинах на других площадях. В результате интерпретации геолого-геофизических сейсморазведочных данных с позиции чешуйчато-надвиговой тектоники в зонах сочленения Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского прогиба выявляется сдваивание продуктивных горизонтов по надвиговым поверхностям в целом ряде нефтегазоносных площадей: Мурбайской, Нижнепеледуйской, Пилюдинской, а также Междуречинской, Дулисмин-ской и Аянской площадях (рис. 3).
пада - Предъенисейским и Ангаро-Котуйским. Все прогибы обладают следующей общностью признаков: значительным прогибанием в течение длительного времени; накоплением мощных толщ осадков с большим количеством органики; интенсивным прогревом в процессе дальнейшего развития. Краевые, а в прошлом, по-видимому, периокеанические прогибы характеризуются асимметричностью строения: их континентальные и океанические борта различаются составом формаций и структурной характеристикой осадочных толщ. На континентальном борту прогиба выделяется два структурных комплекса: нижний, рифто-генный, имеющий блоковое строение, состоящий из серии горстов и грабенов, и верхний, талассогенный, несогласно перекрывающий нижний и образующий осадочную клиноформу. Эти прогибы, с точки с точки зрения теории нефтегазообразования и нефтегазона-копления и служили палеоочагами генерации УВ.
По площадям распространения, объёмам НГ толщ, интенсивности процессов нефтегазообразова-ния на территории Лено-Тунгусской НГП. В.И. Соболев с соавторами выделяют несколько крупных па-
Рис. 3. Геологический разрез через Междуреченскую, Дулисьминскую и Аянскую площади юго-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы (Шемин, 1988): 1-7 - породы: 1 - терригенные, 2 - терригенно-карбонатные, 3 - карбонатные, 4 - карбонатные с выщелоченными солями, 5 - преимущественно галогенные, 6 - долери-ты, 7 - породы фундамента; 8 - перерывы в осадконакоплении; 9 - надвиги; 10 - скважины
Для прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов П.Н. Соболев и др. используют «историко-генетический подход, который предусматривает анализ всех стадий и условий формирования и сохранности скоплений УВ в тесной связи с историей развития НГ бассейнов». Результаты таких исследований позволяют прогнозировать положение палеоочагов генерации УВ. Как известно, на территории Восточной Сибири выделяют две нефтегазоносные провинции (НГП): Лено-Тунгусскую (2,9 млн км 2), охватывающую всю центральную часть Сибирской платформы с древними рифей-нижнепалеозойскими НГК и Хатанг-ско-Вилюйскую (0,5млн км2) с верхнепалеозой-мезозойскими НГК. По окраинам платформа окружена перикратонными (краевыми) прогибами: с севера -Енисей-Хатангским, с северо-востока - Предверхоян-ским, с востока-юго-востока - Предпатомским и с за-
леоочагов нефтегазообразования, размещение которых в значительной мере определяется положением крупных осадочных палеобассейнов (рис. 4).
А.Э. Конторович на территории Сибирского крато-на выделяет три осадочных палеобассейна: Предпа-томский (I), Байкитский (II), Лено -Вилюйский ( III), возможно являющимися частями ПАО. (см. рис.1), которые исследователи и связывают с крупными очагами генерации УВ. В Байкитском палеобассейне накопились мощные рифейские НГК, занимающие площадь, включая складчатые сооружения Енисейского кряжа, около 570 тыс. км2 при средней мощности около 2,5 км. На севере региона выделяется крупный Чуньско-Котуйский палеоочаг, где мощность рифей-ских пород достигает 5-7 км. К югу от него расположены ещё два очага: Иркинеево-Ванаварский , переходящий к западу в другой, связанный с мощными чер-
ЙИуНйцАМ, т.к. т/нн
т
с 5И
1И»21)(Ю ИЙО-ЗвМ
» ЫЮО
ьч
Рис. 4. Схематическая карта интенсивности эмиграции битумоидов в рифейских отложениях Лено-Тунгусской НГП (по Соболеву П.Н.и др.). Границы: А - Лено-Тунгусская НГП, Б - НГО (1 - Турухано-Норильский НГР, 2 - Северо-Тунгусская, 3 - Южно-Тунгусская, 4 - Байкитская, 5 - Катангская, 6 -Сюгджерская, 7 - Присаяно-Енисейская, 8 - Ангаро-Ленская, 9 - Непско-Ботуобинская, 10 - Предпатомская, 11 -Западно-Вилюйская), В - современное распространение отложений; Г - изолинии интенсивности эмиграции битумоидов, тыс/км2; Д - разрывные нарушения; Е - зоны шарьяжных перекрытий
носланцевыми толщами Енисейского кряжа, испытавшими интенсивное катагенетическое преобразование. Интенсивность эмиграции битумоидов, по подсчётам авторов, здесь достигала 3500 тыс. т/км2. Начало активизации этого палеоочага они связывают со второй половиной рифейского времени. Такие же процессы нефтегазообразования протекали и в Иркинеево-Ванаварском палеоочаге, в центральной части которого мощность рифейских отложений достигает 6-15 км. Также интенсивные процессы генерации УВ проходили и в Енисейском региональном палеоочаге ( территориально совпадающем с регионом современного Енисейского кряжа). В региональном плане все эти палеоочаги окружали центральную часть Байкитской антеклизы - Камовский свод в виде « подковы» с запада, юга и востока. Поэтому, по-видимому, именно здесь находится крупнейшая и самая древняя в мире Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления (месторождения Юрубченское , Куюмбинское, Оморин-ское и др.).
На юго-восточной окраине Сибирского кратона существует крупный Предпатомский палеоочаг нефтегазообразования, связанный с Предпатомским пе-рикратонным региональным прогибом, где распро-
странены мощные черносланцевые толщи рифейского возраста и интенсивность эмиграция битумоидов тоже достигала 3000-5000 тыс.т/км2. (см. рис.4 ) Раннее многими исследователями отмечалось, что образование нефтегазоносных месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы, приуроченных к Непскому своду, проходило при латеральной миграции УВ -флюидов со стороны Предпатомского палеоочага. Здесь сформировались такие крупные месторождения венд-кембрийского и кембрийского возраста, как Верхнечонское, Талаканское, Чаяндинское и целый ряд других.
На территории Китая 75% разведанных запасов нефти и газа находятся в восточном Китае (бассейны Суньляо и Северо - Китайский), 25% приходится на Центральный и Западный Китай (бассейны Пред-наньшаньский, Цайдамський, Сычуаньский и Джунгар-ский). На северо-востоке открыто крупнейшее месторождение нефти Дацин в провинции Хэй лунцзян между реками Сунгари и Нуньцзян. Второе по величине месторождение Тахэ с геологическими запасами в 2млрд. тонн раположено в Таримской впадине. Глубина залежей здесь достигает от 7,2 до 8,5 км. Тарим-ский массив окружён горными сооружениями глыбово-
го и складчато-глыбового строения: Тайханьшанем, Иньшанем, Алашанем и Бэйшанем.
Китайские исследователи [4] выделяют три генетических типа НГ бассейнов: рифтогенные, кратонные и форландовые. Число крупнейших открытых месторождений нефти и газа (92,7%) приходится на рифтогенные бассейны мезозойско-кайнозойского возраста (табл.1, 2), т.е. их образование можно отнести к суб-дукционно-обдукционной модели нефтегазовых месторождений. Специфической особенностью нефтегазоносных месторождений Китая является существенное преобладание среди НГК терригенных коллекторов-пород континентальных фаций. И только лишь в синии - раннем палеозое в Ордосском и Таримском бассейнах шло формирование морских осадков. С позднего палеозоя и до раннего мезозоя, по-видимому, происходило закрытие ПАО на окраинах Северо-Китайского и Таримского кратонов, которое длилось до раннего неогена, когда морские воды полностью регрессировали с Китайского континента [4]. Поэтому в мезозое-кайнозое были распространены многочисленные, небольшие по площади озёрные бассейны, в которых преобладали континентальные фации с многообразием типов терригенных пород-коллекторов, большой мощностью отложений и богатством органики. Покрышки представлены ,в основном, однородными глинами и редко - солями и гипсами. Именно в этих озёрных бассейнах происходило накопление мощных толщ осадочных образований с большой массой органического вещества. В дальнейшем эти бассейны служили, по-видимому, палеооча-гами генерации УВ.
Так НГБ Сунляо в северо-восточной части Китая с самым крупным месторождением Дацин ограничен палеозойскими горными сооружениями Большого и Малого Хингана. Месторождение приурочено к Дацин-скому валу. Мощность осадков от юрского до палеогенового возраста - более 8 км. Коллектора представлены песчаниками и алевролитами озёрного и дельтового генезиса. Сычуанский НГБ в центральной части Китая общей площадью 200 тыс. км2 расположен в межгорной впадине и окружён палеозойскими горноскладчатыми сооружениями. Мощность выполняющих его осадков от синия до мела - 12км. Здесь расположены до трёх десятков небольших месторождений нефти и газа, самые крупные из которых - Наньчук и Луннюсы находятся на Луннюсском своде.
Сложно говорить о палеоочагах генерации УВ без специальных исследований, но судя по запасам УВ и мощности нефтегазоносных отложений крупного месторождения Дацин в НГБ Суньляо и Тахэ в Тарим-ском НГБ, такими очагами служили шарьяжно-глыбовые сооружения, окружающие эти бассейны.
Вышеизложенный материал позволяет сделать следующие выводы:
1. Опираясь на позиции тектоники литосферных плит, следует отметить, что генерация УВ проходила в краевых (перикратонных) прогибах, когда-то служивших окраинами ПАО и которые впоследствии охватили Сибирский кратон почти сплошным кольцом.
2. Прогибы сформировались на пассивных окраинах ПАО, образовавшегося после распада суперконтинента Родиния на несколько крупных сегментов около 1000-600 млн лет назад. В них происходило
Таблица 1
Характеристики крупных и средних нефтяных месторождений Китая __в нефтегазоносных бассейнах трех типов_
Бассейны Крупные месторождения Геологические запасы нефти
Число % Объем, п 104 т % Средние запасы нефтяных месторождений, п 104 т
Рифтогенные 34 82,9 1152841 92,7 29560,0
Кратонные 6 14,6 81413 6,5 13568,8
Форландовые 1 2,4 10000 0,8 10000,0
Таблица 2
Характеристики крупных и средних газовых месторождений Китая в нефтегазоносных бассейнах __трех типов_
Бассейны Крупные месторождения Геологические запасы газа
Число % Объем, млрд м3 % Средние запасы газовых месторож-дений, млрд м3
Рифтогенные 11 28,2 348,920 20,7 31,720
Кратонные 19 48,7 799,051 47,4 42,055
Форландовые 9 23,1 538,412 31,9 59,823
образование огромных толщ осадков мощностью до 815 км в результате обрушения краёв континента и накопление массы ОВ-будущего источника УВ.
3. Закрытие (захлопывание) отдельных частей ПАО происходило путём причленения мелких плит, островодужных систем, офиолитовых ассоциаций при коллизионно-субдукционно-обдукционных процессах, на месте прогибов формировались палеоочаги генерации УВ. Мощности осадочных толщ, большие массы ОВ, интенсивный прогрев отложений в ходе шарьяж-но-надвиговой тектоники создавали благоприятные условия для генерации капельно-жидкой нефти.
4. Несколько иная обстановка на складывалась на Северо-Азиатском кратоне, где воды ПАО отступали очень медленно с конца синия по неоген,оставляя за собой множество озёрных бассейнов, в которых шло накопление терригенных осадков и ОВ. Закрытие бас-
Библиографический список
сейнов, замкнутых в кольцо горно-складчатых сооружений, также привело к формированию палеоочагов генерации УВ и образованию многочисленных месторождений нефти и газа, но редко крупных по масштабам и запасам.
5. Миграция нефти из палеоочагов - областей максимальной генерации УВ - проходила в нефтяные резервуары (своды, антиклинали, структурные ступени), где благодаря благоприятным структурно-тектоническим, литолого-фациальным факторам самой природой были подготовлены условия для образования и сохранения месторождений УВ.
6. Различия в возрасте месторождений УВ зависят от времени закрытия отдельных частей ПАО, а поэтому их возраст варьирует от докембрийского до неогена включительно.
1. Гаврилов В.П. Мобилистские идеи в геологии нефти и газа // Геология нефти и газа, 2007. №7. С 42 - 47.
2. Иванов А.Н., Рапацкая Л.А. Нефтегазоносные комплексы. М.:Высш. шк., 2009. 230 с.
3. Соболев П.Н., Шиганова О.В., Дыхан С.В. Перспективы увеличения нефтегазового потенциала докембрийских от-
ложений Лено-Тунгусской провинции // Геология нефти и газа, 2009. №. 1. С. 62-70.
4. Цзинь Чжицзюнь. Закономерности строения и размещения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая // Геология нефти и газа, 2007. №1. С. 32-40.
УДК 614
ХИМИЧЕСКАЯ И БИОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛОДОРОДИЯ ВЕРМИКОМПОСТОВ ИЗ НЕФТЕШЛАМОВ И ОСАДКОВ БИОЛОГИЧЕСКИХ ОЧИСТНЫХ СООРУЖЕНИЙ ПРИАНГАРЬЯ
С.С.Тимофеев1, С.С.Тимофеева2, С.А.Медведева3
Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Рассмотрены технологии переработки осадков сточных вод, образующихся при их биологической очистке. Представлены химические и биохимические характеристики вермикомпостов из осадков сточных вод биологических очистных сооружений Приангарья. Показано, что содержание гуминовых и фульвокислот зависит от условий выдерживания осадков в картах-накопителях. Показано также, что гуминовые кислоты вермикомпостов связывают тяжелые металлы, а также, что по агрохимическим параметрам вермикомпосты не уступают гуматам, выделенным из Черемховских углей. Табл. 5. Библиогр. 8.
Ключевые слова: осадки биологических очистных сооружений; вермикомпостирование; гуминовые вещества; тяжелые металлы; ферментативная активность.
CHEMICAL AND BIOCHEMICAL CHARACTERISTICS OF FERTILITY OF VERMICOMPOSTS FROM OIL-SLIME AND SLUDGE FROM BIOLOGICAL TREATMENT PLANTS IN THE TRANS-ANGARA TERRITORY S.S. Timofeev, S.S. Timofeeva, S.A. Medvedeva
National Research Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The authors consider the processing technologies of sewage sludge formed during its biological treatment. They present chemical and biochemical characteristics of vermicomposts from sewage sludge from biological treatment plants in the Trans-Angara territory. They show that the content of humic and fulvic acids depends on the conditions of sludge storage
1Тимофеев Семен Сергеевич, старший преподаватель кафедры промэкологии и безопасности жизнедеятельности, тел.: (3952)405671.
Timofeev Semen Sergeevich, senior lecturer of the Chair of Industrial Ecology and Safety of Life Activity, tel.: (3952)405671.
2Тимофеева Светлана Семеновна, доктор технических наук, профессор, зав. кафедрой промышленной экологии и безопасности жизнедеятельности, тел.: 8(3952)405106.
Timofeeva Svetlana Semenovna, Doctor of technical sciences, professor, Head of the Chair of Industrial Ecology and Safety of Life Activity, tel.: 8(3952)405106.
3Медведева Светлана Алексеевна, доктор технических наук, профессор кафедры промышленной экологии и безопасности жизнедеятельности.
Medvedeva Svetlana Alekseevna, Doctor of technical sciences, professor of the chair of Industrial Ecology and Safety of Life Activity.
