CC BY
14ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.98
М.А. Лобусев1, e-mail: MLobusev@gmail.com; А.В. Лобусев1, e-mail: Lobusev@gmail.com;
А.В. Бочкарев1, e-mail: anatolybochkarev@gmail.com; Ю.А. Антипова1, e-mail: vert225@gmail.com
1 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Генетические причины доминирующей газоносности юрско-меловых отложений арктического сектора Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции
К важнейшим генетическим предпосылкам формирования Арктической газоносной провинции относятся присутствие субугленосной толщи нижне-среднеюрских отложений с органическими веществами гумусового типа, совместное влияние теплового и геодинамического факторов преобразования веществ, ускоривших появление главных и второстепенных фаз газообразования, в которых органические вещества любого типа генерируют газ, превалирование газовой компоненты в суммарных углеводородах по всему разрезу отложений в результате миграционных процессов, смещение вверх зон накопления углеводородных скоплений по всему разрезу отложений по отношению к зонам их накопления в очагах генерации, а также непрерывный газовый поток, достигающий поверхности земли после прохождения через все осадочные образования. Газоносность осадочного чехла Арктического региона обусловлена двухэтапными процессами генерации, миграции и аккумуляции углеводородов. На первом этапе формировались преимущественно нефтяные и нефтегазовые залежи. На втором этапе за счет влияния геодинамических процессов установились более жесткие условия преобразования органических веществ для большей части отложений, что привело к масштабным процессам газогенерации, переформированию нефтяных залежей и повсеместной газоаккумуляции. В зонах относительного тектонического покоя (региональный катагенез) сохранились условия для нефтеобразования в главной и переходной зонах, однако в разрезе отложений доминирует газ за счет генерационных и миграционных процессов. На втором (газоконденсатном) этапе нефтяные залежи, оказавшиеся в стороне от современных путей миграции углеводородных газов, подверглись деградации и разрушению. Экстремальное геодинамическое воздействие (область, прилегающая к Таймырской складчатой системе) отразилось на форсированном преобразовании органических веществ, интенсивной тектонической раздробленности высокоамплитудных складок и формировании мелких по запасам залежей метанового газа в юрских отложениях северной половины и восточной части Енисей-Хатангского мегапрогиба.
Ключевые слова: месторождение, залежь, тепловое и геодинамическое воздействие, районирование, провинция, ЗападноСибирская нефтегазоносная мегапровинция, юрские и меловые отложения, акватория, Карское море, катагенез, материнский комплекс отложений, складка, амплитуда, нефть, газ.
M.A. Lobusev1, e-mail: MLobusev@gmail.com; A.V. Lobusev1, e-mail: Lobusev@gmail.com;
A.V. Bochkarev1, e-mail: anatolybochkarev@gmail.com; Yu.A. Antipova1, e-mail: vert225@gmail.com
1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).
Genetic Reasons for the Dominant Gas Content of the Jurassic-Cretaceous Deposits of the Arctic Area of the West Siberian Oil and Gas Megaprovince
The most important genetic prerequisites for the formation of the Arctic gas-bearing province include the presence of a sub-carboniferous stratum of the Lower-Middle Jurassic sediments with organic substances of the humus type, the combined effect of thermal and geodynamic factors of transformation of substances that accelerated the appearance of the main and secondary phases of gas formation, in which organic substances of any type generate gas, the prevalence
44
№ 11-12 декабрь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
of gas components in total hydrocarbons throughout the sediment section as a result of migration processes, upward displacement of the accumulation zones of hydrocarbon accumulations throughout the sediment section in relation to the zones of their accumulation in the generation foci, as well as a continuous gas flow reaching the earth's surface after passing through all sedimentary formations. The gas content of the sedimentary cover of the Arctic region is due to two-stage processes of generation, migration and accumulation of hydrocarbons. At the first stage, mainly oil and oil and gas deposits were formed. At the second stage, due to the influence of geodynamic processes, more stringent conditions for the transformation of organic substances were established for most of the sediments, which led to large-scale gas generation processes, the reformation of oil deposits and widespread gas accumulation. In the zones of relative tectonic rest (regional catagenesis), conditions for oil formation in the main and transition zones have been preserved, however, gas dominates in the section of the sediments due to generation and migration processes. At the second (gas-condensate) stage, oil deposits, which were outside the modern migration routes of hydrocarbon gases, were degraded and destroyed. The extreme geodynamic impact (the area adjacent to the Taimyr fold system) was reflected in the forced transformation of organic matter, intense tectonic fragmentation of high-amplitude folds and the formation of small reserves of methane gas in the Jurassic sediments of the northern half and eastern part of the Yenisei-Khatanga megafold.
Keywords: field, reservoir, thermal and geodynamic impact, zoning, province, West Siberian oil and gas megaprovince, Jurassic and Cretaceous sediments, water area, Kara Sea, catagenesis, parent complex of sediments, fold, amplitude, oil, gas.
ВВЕДЕНИЕ
В пределах Арктической газоносной провинции Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции (НГМП) залежи углеводородов (УВ) распространены по всему проницаемому песчано-глинистому разрезу, от кровли сеномана до низов юры. Изучение соотношения нефти и газа в этих отложениях заполярной области на основе ресурсно-геологического анализа, распределения углеводородных залежей по площади и стратиграфическим подразделениям, а также в сравнении с аналогами в мире и России убедительно свидетельствует о преимущественной и исключительной газоносности Арктической провинции (рис. 1) [1-3].
В статье рассматриваются причины доминирующей газоносности Арктической провинции на основе изучения условий многоэтапного формирования и размещения газовых и газоконденсат-ных месторождений в рамках развития открытых генерационно-аккумуляцион-ных систем юрско-меловых отложений. Для решения указанной задачи были использованы материалы Федерального агентства по недропользованию «Рос-недра» и ФБУ «ГКЗ», результаты более 350 определений показателя отражающей способности витринита (ОСВ), дан-
ные о содержании органического углерода Сорг в разновозрастных породах, результаты пиролитических исследований методом Rock-Eval, а также исследований физико-химических свойств нефти, конденсатов и газа в залежах для описания различного вида закономерностей и типизаций. Кроме того, были использованы материалы по лицензионным участкам ПАО «Газпром», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НК «Роснефть» и других недропользователей, ведущих работы в рамках соответствующих программ освоения перспективных территорий в пределах полуостровов Ямал, Гыдан и прилегающей акватории моря.
ГАЗОМАТЕРИНСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ ОТЛОЖЕНИЙ И УСЛОВИЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ
Основные газогенерирующие комплексы в нижнесреднеюрских и танопчин-ской свите отложений апта аномально обогащены концентрированными (КОВ) и рассеянными органическими веществами (РОВ) преимущественно гумусового типа [2-13]. На сегодняшний день угленосность и катагенез нижнесреднеюрских отложений крупнейшего в мире Западно-Сибирского угольного бассейна охарактеризованы во многих работах [2-13]. Ре-
сурсы бассейна составляют 19,6 трлн т гумусовых углей [6], или 60,3 % общемировых запасов [6, 9]. Из них 17,4 трлн приходится на узкий стратиграфический диапазон нижней и средней юры. В подсчете учитывались угольные пласты толщиной более 1 м [4, 6, 7, 9-11]. Угольные пласты и пропластки и рассеянный углистый детрит встречаются по всему терригенному разрезу юрско-меловых отложений, за исключением верхнеюрских глинисто-кремнистых отложений. В этом заключается особенность нижнесреднеюрского и мелового осадконакопления в северной части бассейна, где в отличие от преимущественно морских условий седиментации в центральной и южной частях НГМП зафиксированы продолжительные периоды развития обильной высшей наземной растительности на обширных заболоченных территориях в условиях эпейрогенетических движений -медленных (колебательных) вековых поднятий и опусканий земной коры, не вызывающих изменений первичного залегания пластов, благодаря чему сохранялись положение моноклинали и благоприятные условия для углена-копления [4-11].
Кероген III типа представлен смесью аморфно-травянисто-древесного ма-
Ссылка для цитирования (for citation):
Лобусев М.А., Лобусев А.В., Бочкарев А.В., Антипова Ю.А. Генетические предпосылки (причины) к доминирующей газоносности юрско-меловых отложений арктического сектора Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 11-12. С. 44-55. Lobusev M.A., Lobusev A.V., Bochkarev A.V., Antipova Yu.A. Genetic Reasons for the Dominant Gas Content of the Jurassic-Cretaceous Deposits of the Arctic Area of the West Siberian Oil and Gas Megaprovince. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2020;(11-12):44-55. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11-12 December 2020
45
ГЕОЛОГИЯ
Тюмень Tyumen
Челябинск^^^ Chelyabinsk
ноярск Krasnoyarsk
Рис. 1. Схема нефтегазогеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции [1]
Fig. 1. Scheme of oil and gas geological zoning of the West Siberian oil and gas megaprovince [1]
териала высших наземных растений. Основу этого материала составляет наиболее устойчивый компонент - лигнин, который гелифицируется до витрини-та [12]. Такая обстановка была характерна и для палеозойских отложений, о чем свидетельствуют разведанные и разрабатываемые пермские антрацитовые месторождения Карского угольного района (Табьюское, Лиурьсинское, Ерьягинское и другие месторождения) в прибрежной зоне Карского моря (Щу-чинский выступ) и Таймырского угольного бассейна (Таймырский выступ): Слободское, Крестьянское и другие месторождения термоантрацитов и графитов (гора Сэрэгэн) - свидетели предельного преобразования (метаморфизма) углей с общими ресурсами около 1 млрд т.
Кероген I типа (лейптинит) накапливался преимущественно в верхнеюрских отложениях в наиболее погруженных зонах южной и центральной частей мегапровинции. Карбонатно-кремни-сто-глинистые отложения баженовской свиты, соответствующие в возрастном отношении верхам нижневолжского подъяруса - низам нижнего берриаса на северо-восточной окраине Западной Сибири, последовательно сменяются глинистыми и песчанисто-глинистыми возрастными аналогами в верхней части
Западно-Сибирская депрессия West Siberian depression
З W м (m) о.ооо
Vf
«г JP
4 ^i»3
Худосейская
ступень Khudosey rift
В
E
460000 600000 SSOOOO вООООО ббОСОО 700000 750000
1
а) a) б) b)
Рис. 2. Выклинивание глинисто-карбонатно-кремнистых пород баженовской свиты (сейсмогоризонт Б) в арктической части бассейна: а) с запада на восток; б) с севера на юг
Fig. 2. Nip of clay-carbonate-siliceous rocks of the Bazhenov suite (seismic horizon B) in the Arctic part of the basin: a) from west to east; b) from north to south in the arctic part of the basin
46
№ 11-12 декабрь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Показатель отражения витринита R°, % Vitrinite reflectance R°, %
Рис. 3. Схема вертикальной зональности нефтегазообразования в арктическом секторе ЗападноСибирской нефтегазоносной мегапровинции:
1 - многолетнемерзлые породы; 2 - поверхность кровли (а) и подошвы (б) юрских отложений; 3 - зона нефтеобразования; 4 - зона газообразования; 5 - зона метанообразования; 6 -ММП - многолетнемерзлые породы; 7 - ВЗОКГ - верхняя зона образования кислых газов; 8 - ГЗН - главная зона нефтеобразования; 9 - ПЗ - переходная зона; 10 - ГЗГ - главная зона газообразования; 11 - ЗМО - зона метанообразования; 12 - НЗОКГ - нижняя зона образования кислых газов; ПК1-3-Б, МКГД, МК2-Г, МК3, МК4-К, МК5, АКГТ, АК3-А10-11, АК4-А12-14 - градации катагенеза - марки углей [1]
Fig. 3. Scheme of vertical zoning of oil and gas formation in the Arctic sector of the West Siberian oil and gas megaprovince:
1 - permafrost; 2 - the surface of the roof (a) and the bottom (b) of the Jurassic deposits; 3 - oil formation zone; 4 - zone of gas formation; 5 - zone of methane formation; 6 - ММП - permafrost; 7 - ВЗОКГ - upper acid gas formation zone; 8 - ГЗН - main oil formation zone; 9 - ПЗ - transition zone; 10 - ГЗГ - main gas formation zone; 11 - ЗМО - methane formation zone; 12 - НЗОКГ - lower acid gas formation zone; ПК -Б, МК-Д, МК-Г, МК,, МК-К, МК , АК-Т, АК-А1П „, АК-А -
1-3 1 1 1 2 3 4 У 1 3 10-11 4 12-14
catagenesis gradations - coal grades [1]
(II и III типы органических веществ) [12].
Распределение в верхнеюрское время типов органических веществ (ОВ) по площади морского бассейна подчиняется общей закономерности: в прибрежной зоне накапливались преимущественно осадки с гумусовым и смешанным составом ОВ. В глубине бассейна в разрезах наблюдается переслаивание пород как со смешанным, так и с сапропелевым и гумусовым типами ОВ. Во внутренних районах бассейна, более удаленных от источников сноса, накапливались осадки с преимущественно сапропелевыми ОВ. Ширина этих зон зависит от рельефа дна, объемов приносимых в бассейн седиментации гумусовых ОВ и от скорости их накопления. В арктической части баженовский горизонт на востоке региона представлен своими возрастными аналогами -яновстанской и гольчихинской свитами. Толщина их достигает почти 330-370 м на Хальмерпаютинской и Озерной площадях и почти 450 м - на Долганской площади.
Максимальная толщина пород с преимущественно сапропелевыми ОВ отмечается в депрессионных зонах (боль-шехетский тип разреза, сопоставимый с разрезами центральной и южной частей НГМП). К северу от «Уренгойского рубежа» толщина и потенциал нефтематеринских пород сокращаются до полной потери их прослеживания, выклиниваясь на отражающем горизонте А по типу подошвенного прилегания. Весь разрез нефтегазоматеринского комплекса юрско-меловых отложений и основные нефтегазоматеринские комплексы по общей толщине материнских пород-аналогов баженовской свиты увеличиваются с запада на юго-восток в сторону пассивной окраины Восточно-Сибирской платформы и с севера Гыданского полуострова на юг (рис. 2). В итоге характеризующийся пониженным потенциалом преимущественно глинисто-кремнистой толщи верхнеюрского разреза кероген I типа на этапе нефтеобразования генерировал меньшие объемы нефти по сравнению с южными районами [14]. Таким образом, уникальный по количеству ОВ газоматеринский потенциал
нижне-среднеюрских отложений является важнейшим фактором насыщения газовым компонентом всего разреза отложений арктической части мегапровинции [1, 2]. Возникают вопросы, почему же этот фактор реализуется в северной части, а в центральной и переходной частях мегапровинции проявляет себя лишь частично, а также почему нефтематеринские верхнеюрские отложения в северной части в погруженных зонах генерировали газ, тогда как в центральной и переходной частях - нефть. Ответы на данные вопросы были получены в результате
анализа особенностей преобразования органоминеральных веществ - второго важнейшего фактора формирования газоносной провинции и условий формирования и переформирования залежей УВ [14-18].
ФАКТОРЫ КАТАГЕНЕЗА И РОЛЬ ГЕОДИНАМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ В ПРЕОБРАЗОВАНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ВЕЩЕСТВ
В ходе изучения природных процессов литогенеза в открытых генераци-онно-миграционно-аккумуляционных системах Арктической провинции За-
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11-12 December 2020
47
ГЕОЛОГИЯ
Рис. 4. Дифференцированное проявление типов и интенсивности катагенетических процессов в подошве меловых отложений арктического региона Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна:
1 - домезозойское обрамление; 2 - палеограница региона; 3 - современная граница региона; 4 - прибортовая зона многолетнемерзлых пород; 5 - изореспленды и граничащие градации катагенеза; 6 - градации катагенеза; 7 - марки углей; 8 - граничные значения R^; 9 - направления и степень влияния тектонодинамических напряжений; 10 - угольные месторождения антрацитов и суперантрацитов; 11 - контуры Обского триасового палеоокеана, триасовый грабен (рифт); месторождения: 12 - газовые, 13 - нефтегазоконденсатные, 14 - нефтяные; 15 - поле динамокатагенеза (ДК); 16 - поле регионального катагенеза (РК) [1]; ЩВ - Щучинский выступ; ТВ - Таймырский выступ
Fig. 4. Differentiated manifestation of the types and intensity of catagenetic processes in the base of the Cretaceous deposits of the Arctic region of the West Siberian oil and gas basin: 1 - pre-Mesozoic framing; 2 - paleoboundary of the region; 3 - modern boundary of the region; 4 - near permafrost zone; 5 - isoresplends and bordering gradations of catagenesis; 6 - gradations of catagenesis; 7 - coal grades; 8 - boundary values of R^; 9 - directions and degree of influence of tectonodynamic stresses; 10 - coal deposits of anthracites and superanthracites; 11 - outlines of the Ob Triassic paleoocean, Triassic graben (rift); fields: 12 - gas, 13 - oil and gas condensate, 14 - oil; 15 - field of dynamocatagenesis (ДК); 16 - the field of regional catagenesis (РК) [1]; ЩВ - Shchuchinsky ledge; ТВ - Taimyr ledge
падной Сибири на разнопротяженных путях миграции возникает кардинальная проблема источников энергии и ее трансформации на различных стадиях развития осадочной оболочки Земли. Если не принимать во внимание каталитическое влияние пород, процесс преобразования ОВ происходит автономно и носит «внутренний» характер. Литогенетическое преобразование ОВ является преимущественно эндоэнер-гетическим процессом. По этой причине все изменения в органическом веществе вызваны воздействием факторов, непо-
средственно стимулирующих физико-химические процессы превращения. Отсюда следует, что факторами литогенеза могут быть лишь энергоносители, обусловливающие этот процесс [15]. Главными факторами преобразования ОВ и нефтеобразования в пределах Арктической газоносной провинции являются температура (тепловое воздействие) и динамическое давление (геодинамическое сжатие, стресс, тектонические напряжения). С ростом глубины залегания пород захороненные в них КОВ и РОВ отражают достигнутую
ими степень катагенеза и в совокупности формируют глубинную зональность катагенеза ОВ. Наиболее распространенным критерием катагенетической преобразованности углей и РОВ является ОСВ, наиболее часто встречающегося мацерала в терригенных породах. Результаты химических реакций фиксируются в витрините и запоминают максимальную температуру, в которой находился этот мацерал, именно поэтому витринит часто используется как максимально точный природный термометр.
Большинство исследователей определяют уровень зрелости ОВ путем анализа препаратов из углей и углистых включений либо извлекают для этих целей кероген из породы путем растворения ее в сильных кислотах. Разработан также метод определения уровня зрелости сапропелевого ОВ, что существенно расширяет информативность изучаемого разреза. Кроме закономерных изменений в ОВ в процесс преобразования с той же закономерностью вовлекаются и вмещающие породы [18]. В условиях отсутствия данных ОСВ показателем степени катагенеза ОВ может служить максимальная температура 7"max. Была получена хорошая корреляция значений данного параметра и показателя (ОСВ) в районах с невысокой степенью преобразованности веществ [18, 19]. В соответствии со шкалой катагенеза ОВ, разработанной по ОСВ, были определены граничные для зон катагенеза значения T . Эти результаты
max г J
учтены при построении схем катагене-тического преобразования ОВ и глубинной зональности катагенеза ОВ наряду с данными,полученными с помощью применения основного и самого надежного метода - ОСВ (рис. 3-5) [14-18]. Существует общеизвестная зависимость между глубинной зональностью преобразования ОВ и вертикальной зональностью нефтегазообразования, которая для рассматриваемой территории носит диагностический характер (рис. 3) [5, 8, 12, 15, 18, 19]. На основе установленных зон генерации и связанных с ними зон аккумуляции УВ выделена юрско-мело-вая автономная генерационно-аккуму-ляционная система, в пределах которой по имеющимся фактическим данным
48
№ 11-12 декабрь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Рис. 5. Катагенез по подошве юрских отложений Арктической газоносной провинции: 1 - домезозойское обрамление;2 - палеограница арктического региона Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна; 3 - современная граница арктического региона ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна; 4 - прибортовая зона многолетнемерзлых пород; 5 - изореспленды и граничащие градации катагенеза; 6 - градации катагенеза; 7 - марки углей; 8 - граничные значения RJ; 9 - направления и степень влияния тектонодинамических напряжений; 10 - угольные месторождения антрацитов и суперантрацитов; 11 - контуры Обского триасового палеоокеана, триасовый грабен (рифт); месторождения: 12 - газовые, 13 - нефтегазоконденсатные, 14 - нефтяные; 15 - поле динамокатагенеза (ДК); 16 - поле регионального катагенеза (РК) [1]; ЩВ - Щучинский выступ; ТВ - Таймырский выступ Fig. 5. Catagenesis along the base of the Jurassic deposits of the Arctic gas province: 1 - pre-Mesozoic framing; 2 - paleoboundary of the Arctic region of the West Siberian oil and gas basin; 3 - modern boundary of the Arctic region of the West Siberian oil and gas basin; 4 - near permafrost zone; 5 - isoresplends and bordering gradations of catagenesis; 6 - gradations of catagenesis; 7 - coal grades; 8 - boundary values of R^; 9 - directions and degree of influence of tectonodynamic stresses; 10 - coal deposits of anthracites and superanthracites; 11 - outlines of the Ob Triassic paleoocean, Triassic graben (rift); fields: 12 - gas, 13 - oil and gas condensate, 14 - oil; 15 - field of dynamocatagenesis (ДК); 16 - the field of regional catagenesis (РК) [1]; ЩВ -Shchuchinsky ledge; ТВ - Taimyr ledge
ОСВ, геологической истории погружения осадков, а также данным о тепловом потоке и общих закономерностях катагенеза установлено глубинное положение главных и второстепенных зон нефтегазообразования (рис. 3-5). При построении карт и схемы глубинной зональности катагенеза ОВ при экстраполяции данных были учтены ранее выполненные литогенетические построения по отдельным горизонтам в осадочном чехле,схемы тектонического районирования и геологические карты палеозойского фундамента и перекрывающих его отложений. С учетом этих материалов проведено районирование территории по зависимости = /(Н), где Н - глубина залегания, км, в соответствии с авторскими версиями схем катагенеза ОВ кровли и подошвы юры северных районов Западной Сибири [1], построенными на основе данных раннее проведенных исследований (рис. 3, 4, 5) [1, 5, 12-14]. Стрелками на рис. 4 и 5 показано направление сжатия пород,а розовое поле (ДК -динамокатагенез) является результатом влияния суммарного геодинамического и теплового воздействия на ОВ: сокращения объема бассейна, особенно ощутимые в районе Щучин-ского и Таймырского выступов, а также в узком Енисей-Хатангском прогибе, и весь спектр градаций катагенеза в юрских отложениях, от ПК3 - АКа до МК4 - АК4 и т. д.
По ведущему фактору катагенеза (тепловое воздействие) и достигнутой степени преобразования ОВ интервал градаций ПК - МК3 приходится на региональный катагенез (РК), сохранившийся в центральной и южной частях НГМП (нефтеносная и переходная зоны) на всех этапах их развития, а в пределах Арктической провинции - в северо-западной (Карское море) и юго-восточной частях, в областях относительного тектонического покоя (рис. 4, 5). Исходя из положения, согласно которому поверхности равного катагенеза ОВ ортогональны источнику энергии, за счет тепловых потоков из недр Земли (тепловой фактор) формируется субгоризонтальная литогенетическая зональность, а за счет направленного горизонтального сжатия - субверти-
кальная (рис. 6). При их наложении формируется наклонная (диагональная) зональность катагенеза (рис. 6, 7), которая в разрезах конкретных бассейнов имеет сложный характер, отражая многообразие форм проявления орогенных процессов. Наклонная (диагональная) зональность катагенеза ОВ установлена во многих осадочно-породных бассейнах, примыкающих к складчатым областям [15].
На площади развития регионального катагенеза в породах сохранился ранний катагенез (ПК3 - МК2) - западный склон Восточно-Сибирской платфор-
мы и восточный склон Новоземельской складчатости (рис. 4, 5). Катагенез в розовом поле на рис. 4 и 5 отражает реальный вклад геодинамического воздействия со стороны складчатых систем северного окончания Урала, с южного побережья Карского моря (Щучинский выступ) с градаций ПК1-3 - МК12 через центральную часть поля (Ямал) с градациями катагенеза МК52 - АК12 до предельных значений катагенеза АК4 (суперантрациты) вдоль всей оконечности Таймырской складчатой системы. В поле ДК оказались весь п-ов Ямал, большая часть п-ова Гыдан и Обь-Тазовского ме-
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11-12 December 2020
49
ГЕОЛОГИЯ
I этап (к началу KZN) II этап (KZN2 —> настоящее время)
Stage I (to the beginning of KZN) Stage II (KZN2 —> present time)
Региональный катагенез | Геодинамические напряжения
Regional catagenesis | Geodynamic stresses
Heat flow Heat flow
Рис. 6. Модель проявления регионального и суммарного эффекта регионального и геодинамического фаторов катагенеза [1]:
ГЗН - главная зона нефтеобразования; ГЗГ - главная зона газообразования; ММП - многолетнемерзлые породы; KZN, KZN2 - неогеновый период кайнозойской эры, вторая половина неогенового периода кайнозойской эры; Гтем - температурный градиент, °C/100 м; ¿а - пределы изменения углов залегания пород в осадочном бассейне, t - температура, °C; p - давление, МПа; Рлит, Ргеод - давление литостатическое и геодинамическое соответственно Fig. 6. Model of the manifestation of the regional and total effect of the regional and geodynamic fighters of catagenesis [1]:
ГЗН - oil formation main zone; ГЗГ - gas formation main zone; MMP - permafrost; KZN, KZN2 -Neogene period of the Cenozoic era, the second half of the Neogene period of the Cenozoic era; Гтем - temperature gradient, °C/100 m; Za - limits of variation of the angles of occurrence of rocks in the sedimentary basin, t - temperature, °C; p - pressure, MPa; Рлит, Ргеод - lithostatic and geodynamic pressure, respectively
ждуречья. На побережье Карского моря (Пайхой,Щучинский выступ) на дневную поверхность выходят палеозойские разведанные антрацитовые угли, а изореспленды из горизонтального положения в условиях суммарного воздействия теплового и динамокатагенеза приобретают наклонную (диагональную) зональность (рис. 6, 7). В Енисей-Хатангском региональном прогибе наиболее эффективно воздействовали на ОВ сжимающие напряжения
в его северной половине. В северо-западной части п-ова Таймыр выходят на поверхность пласты с антрацитами (Таймырский угольный бассейн и графитовые рудники). Как уже отмечалось, столь высокая степень преобразованности ОВ в этой части прогиба вызвана двумя основными причинами: влиянием геодинамического фактора совместно с повышенной температурой, а также инверсией и денудацией части осадочного разреза, что также явилось
результатом сжатия и движения пород по надвигам и взбросам со стороны Таймырского складчатого сооружения. Суммарный эффект преобразования ОВ с широким набором градаций катагенеза (до антрацитов), но с сокращенными толщинами и площадью их распространения ускорил процессы появления зон нефтегазообразования. Так, большая часть нефтематеринских верхнеюрских пород на втором этапе своей эволюции в наиболее погруженных частях оказалась в главной зоне газообразования, в которой ОВ любого типа генерирует природный газ.
РОЛЬ ГЕОДИНАМИКИ В ИЗМЕНЕНИИ СТРУКТУРНОГО ПЛАНА ЮРСКО-МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
Нефть, выделившаяся из ОВ сапропелевого типа на первом этапе эволюции бассейна за счет пребывания средне-и верхнеюрских нефтематеринских отложений в главной зоне нефтеобразования (зоны катагенеза МК1 - МК3), формировала на месте своего рождения (в закрытых и открытых генерационно-аккумуляционных системах) и на путях миграции многочисленные нефтяные и нефтегазовые залежи. Возможности для дальней миграции нефти были ограничены по причине относительно невысоких по сравнению с современными значений пластовых давлений в зонах генерации и умеренных углов наклона проницаемых пластов в сторону их вздымания от этих зон (рис. 6) [20]. Встречные движения (на расстоянии 1500 км) Полярного Урала (Щучинский выступ) и Таймыра (Таймырский выступ) в кайнозойское время привели к значительным изменениям структуры осадочного чехла - изменению формы и увеличению амплитуды структурных элементов, масштабным движениям по дизъюнктивным нарушениям в палеозойском (надвиги, взбросы) и мезозойском (сбросы и сдвиги) комплексах отложений.
Под влиянием горизонтального сжатия, сдвига и коробления слоев появилось подавляющее число складчатых зон, валов, приразломных складок в коридоре тангенциальных напряжений. Геодинамические процессы способствовали значительному приросту
50
№ 11-12 декабрь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
ЮЗ SW
Карское море Kara Sea
СВ NE
Антрациты Печорского угольного бассейна Anthracites of the Pechora coal basin
Рис. 7. Геолого-катагенетический разрез отложений Арктической газоносной провинции
Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции [1]:
ПК, MKt, МК2, МК3, МК4, МК5, AKt, АК2, АК3, АК4 - пласты; P+N, K2, Kt, J, T, P, C - отделы
Fig. 7. Geological and catagenetic section of the sediments of the Arctic gas province of the West
Siberian oil and gas megaprovince [1]:
ПК, МК, МК, МК, МК , МК , АК, АК , АК, АК - horisons; P+N, K„ K, J, T, P, C - series
амплитуд положительных структур и образованию новых валообразных и локальных поднятий [4, 21]. В Арктической провинции крупные, средние и мелкие до сжатия пород сводовые сооружения стали мегавалами, валами и продольными складками, тогда как к югу от полярного круга в условиях отсутствия масштабных горизонтальных сжимающих напряжений сохранились разноразмерные своды, а редкие ме-гавалы формировались не в условиях сжатия пород, а появились как складки облекания покровными отложениями на неровной поверхности размытого фундамента. В связи с этим можно предположить, что Уренгойское, Ям-бургское, Медвежье и другие месторождения-супергиганты на первом этапе эволюции были крупными сводовыми сооружениями и в условиях сжатия превратились в мегавалы. При этом простирание складчатых структур ортогонально направлению сжимающих напряжений, за счет которых происходит смятие и коробление слоев с образованием эшелонированных систем субпараллельных валов с амплитудами до сотен метров, а также перемещения пород, в том числе по плоскостям сме-стителей разрывных нарушений [21, 22]. Влияние сжимающих напряжений отразилось на росте амплитуды и размеров складок (бывшие своды), в наиболее крупных из которых формировались различные по объемам запасов залежи УВ (до супергигантов с запасами газа и газоконденсата более 1 трлн м3), а также разрывных нарушений, по зонам дробления которых осуществляется вертикальная и ступенчатая (латераль-но-вертикальная) миграция газа. Особенно глубокие структурные изменения при сжатии имели место в пределах Таймырского и Янгодо-Горбитского выступов, а также вдоль северной половины протяженного узкого Енисей-Хатангского регионального прогиба. Наиболее контрастные тектонические напряжения сформировали Малохет-ский, Балахнинский и другие мегавалы по оси прогиба, контролируемые системой протяженных широтных краевых надвигов с амплитудой смещения 2-4 км. Амплитуда Балахнинского ме-гавала в юрских отложениях составля-
ет 800 м. Одноименное месторождение в его пределах разбито многочисленными продольными и поперечными разрывными нарушениями,обусловливая блоковое строение мелких по запасам залежей метанового газа в юрских отложениях. По крайним региональным разломам происходит надвигание ме-гавалов с севера на юг на породы южной половины прогиба, находящиеся в относительном тектоническом покое (рис. 4, 5, 8).
ИЗМЕНЕНИЕ СООТНОШЕНИЯ ФАЗОВОГО СОСТАВА ЗАЛЕЖЕЙ В ПОЛЬЗУ ГАЗА
Исключительная газоносность осадочного чехла арктического региона обусловлена процессами генерации, миграции и аккумуляции УВ на втором этапе формирования залежей. На первом этапе, как и на всей территории Западной Сибири, формировались нефтяные и нефтегазовые залежи (зоны катагенеза МК1 - МК3). На втором этапе за счет реального вклада геодинамического воздействия со стороны складчатых систем в суммарный эффект преобразования ОВ только в арктическом регионе формируется катагенетическая зональность с со-
кращенными толщинами и площадью распространения, а также появляются все основные и второстепенные зоны нефтегазообразования (рис. 3, 6). В результате установились более жесткие условия преобразования ОВ (зоны катагенеза МК4 - АК2) для большей части отложений, что привело к масштабным процессам газогенерации и расформирования нефтяных залежей и повсеместной газоаккумуляции. С появлением всего диапазона градаций катагенеза (до позднего апокатагене-за) в области суммарного воздействия основных факторов преобразования ОВ (термального и геодинамического) создаются условия для процессов преимущественного и исключительного газообразования.
В районах развития регионального катагенеза (рис. 4, 5), где сохранились слабопреобразованные отложения, сохраняются также условия для нефте-образования с низкой интенсивностью под толщей многолетнемерзлых пород с низким геотермическим градиентом. Так, на современном этапе эволюции в районах, прилегающих к ВосточноСибирской платформе, возможности для нефтегенерации в юрско-меловых отложениях были ограничены. В этих
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11-12 December 2020
51
ГЕОЛОГИЯ
Tectonic elements of the second order (shafts) structures Локальные поднятия Local uplifts
Газовые и газоконденсатные месторождения Gas and gas condensate fields
* Нефтегазовые месторождения Oil and gas fields
* Нефтяные месторождения Oilfields
Рис. 8. Структурная схема арктического региона Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции по кровле юрских отложений [1]:
ВСП - Восточно-Сибирская платформа; СУСС - Северо-Уральская складчатая система;
ПСС - Пайхойская складчатая система; НСС - Новоземельская складчатая система;
ТСС - Таймырская складчатая система; ЯГВ - Янгодо-Горбинский выступ; ССП - Северо-Сибирский
порог; ЩВ - Щучинский выступ; ТВ - Таймырский выступ
Fig. 8. Structural diagram of the Arctic region of the West Siberian oil and gas megaprovince on the top of the Jurassic deposits [1]:
ВСП - East Siberian platform; СУСС - North Ural fold system; ПСС - Pai-Hoi fold system; НСС - Novaya Zemlya fold system; ТСС - Taimyr fold system; ЯГВ - Yangodo-Gorbinsky ledge; ССП - North Siberian sill; ЩВ - Shchuchinsky ledge; ТВ - Taimyr ledge
отложениях наблюдается увеличение ширины градаций катагенеза ПК3 - МК1 вдоль Северо-Сибирской моноклинали и далее на юго-запад (рис. 9). Эти ли-тогенетические и структурные зоны характеризуются относительно простым строением, сравнительно низким уровнем катагенеза ОВ, но на малых глубинах процессы нефтеобразования заторможены ввиду низкого геотермического градиента (влияние многолет-немерзлых пород) (рис. 9), а на особенно активных путях миграции УВ могут полностью раствориться в газовых потоках.
На втором этапе миграционным потокам газа благоприятствовали более крутые углы падения (вздымания) пород, а также растущие амплитуда и пропускная способность зон дробления пород разрывов (рис. 6). В ловушках на путях вертикальной и ступенчатой миграции формируются постоянно обновляющиеся скопления УВ. В результате произошло смещение вверх зон аккумуляции УВ с преобладанием свободного газа по всему разрезу отложений по отношению к зонам их накопления в очагах генерации (рис. 7).
Сохранность нефтяных залежей, сформировавшихся на первом этапе, зависела от их нахождения на ранее проторенных путях миграции. В стороне от путей миграции процессы биодеградации привели в действие такие факторы разрушения нефти, как дегазация, выпадение твердых парафинов, рост смолисто-асфальтеновых компонентов, отражением чего являются рост плотности (0,875-1,0 г/см3) и вязкости нефти, уменьшение содержания алка-нов (Ванкорское, Лодочное, Тагульское, Русско-Реченское, Тазовское, Русское, Байкаловское, Пайяхское и другие месторождения). Различные фильтраци-онно-емкостные свойства коллекторов определяют неодинаковые скорости переформирования нефтяных залежей. На путях миграции УВГ на завершающем этапе достигается полное переформирование нефтяных залежей, а также незавершенное переформирование (особо легкие нефти с плотностью 0,747-0,800 г/см3) за счет процессов растворения в газовых и газоконден-сатных потоках при сохранении посте-
пенно убывающей доли нефти в общем объеме УВ в арктическом регионе. Ежегодно с поверхности Арктической провинции в атмосферу уходит порядка 0,44.109 м3 углеводородных газов (рис. 10). А это означает, что только за неоген-четвертичный период недра Западной Сибири должны были бы потерять 13.1015 м3 газа, что примерно в 130 раз больше всех установленных и невыявленных ресурсов газа региона [14]. Этого, однако, не произошло, поскольку процесс газообмена непрерывен
и залежи газоносной провинции наряду с потерями газа постоянно получают новые порции УВ за счет продолжающейся миграции. Таким образом, можно утверждать, что залежи УВ в рассматриваемом регионе находятся в динамическом равновесии и способны к самовосстановлению в диссипативной системе.
ВЫВОДЫ
1. К важнейшим генетическим предпосылкам формирования Арктической газоносной провинции относятся:
52
№ 11-12 декабрь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
• присутствие одной из богатейших в мире субугленосной толщи нижне-среднеюрских отложений с гумусовыми ОВ, «ответственными» за генерацию газообразных УВ;
• совместное влияние ведущих факторов преобразования веществ (теплового и геодинамического), ускоривших появление главных и второстепенных фаз газообразования, в которых ОВ любого типа генерируют газ;
• превалирование газовой компоненты в суммарных УВ по всему разрезу отложений в результате миграционных процессов;
• смещение вверх зон накопления углеводородных скоплений по всему разрезу отложений по отношению к зонам их накопления в очагах генерации;
• непрерывный газовый поток через все осадочные образования, достигающий поверхности земли.
2. Газоносность осадочного чехла арктического региона обусловлена двухэтапными процессами генерации, миграции и аккумуляции УВ. На первом этапе, как и на всей территории
ПК3 Гте
JL
0...1 °C/100 м (m)
I Г = 2,5
I темп '
= 4,0
.3,5 °C/100 м (m)
C/10 0 м (m)
Рис. 9. Глубинная зональность катагенеза в юрско-меловых отложениях между площадями Нанадянская и Озерная:
ПК3, MKt, МК2, МК3, МК4 - пласты, Гтемп - температурный градиент
Fig. 9. Deep zoning of catagenesis in Jurassic-Cretaceous deposits between the Nanadyanskaya and Ozernaya areas:
- horizons; Г - temperature gradient
темп
Западной Сибири, формировались преимущественно нефтяные и нефтегазовые залежи (зоны катагенеза МК1-МК3). На втором этапе за счет влияния геодинамических процессов были установлены более жесткие условия преобразования ОВ (зоны катагенеза
МК-АК,) большей части отложений,
4 2'
что привело к масштабным процессам газогенерации и расформированию нефтяных залежей и повсеместной газоаккумуляции.
3. В областях относительного тектонического покоя (региональный ка-
[Л
Л о/
п
Время а не нести убытки
YouTube-канал «Газовая промышленность»
ПК3, MKj, МК2, МК3, МК4
ГЕОЛОГИЯ
Карское море Газопроявления
Kara Sea (11-13 трлн м3)
ЮЗ км (km) Gas showings СВ
SW (11-13 trillion m3) NE
гУП г
Ц~П31гзнМгзг|и |ЗМО|12|ма°-И I14
Рис. 10. Принципиальная схема юрско-меловой генерационно-миграционно-аккумуляцион-ной системы формирования залежей углеводородов северных окраин Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции:
1 - домезозойские отложения; 2 - акватория Карского моря; 3 - зона развития многолетнемерзлых пород; 4 - газовые скопления в коре выветривания палеозоя; 5 - выходы на поверхность антрацитовых углей и графита; 6 - верхняя граница нефтегазообразования; 7 - верхняя граница газообразования; 8 - область ступенчатой (вертикально-латеральной) миграции; 9 - направление вертикальной миграции углеводородов; 10 - ГЗН - главная зона нефтеобразования; 11 - ГЗГ - главная зона газообразования; 12 - ЗМО - зона метанообразования; 13 - НЗОКГ - нижняя зона образования кислых газов; 14 - скопления нефти в стороне от современных путей миграции углеводородов; 15 - область образования и формирования залежей газа (конденсата); 16 - область образования и переформирования нефтяных залежей; 17 - многолетнемерзлые породы
Fig. 10. Schematic diagram of the Jurassic-Cretaceous generation-migration-accumulation system of hydrocarbon deposits formation in the northern margins of the West Siberian oil and gas megaprovince:
1 - pre-Mesozoic deposits; 2 - water area of the Kara Sea; 3 - permafrost formation zone; 4 - gas accumulations in the weathering mantle of the Paleozoic; 5 -anthracite coals and graphite cropout; 6 - top interface of oil and gas formation; 7 - top interface of gas formation; 8 - area of stepwise (vertical-lateral) migration; 9 - direction of hydrocarbons vertical migration; 10 - ГЗН - main oil formation zone; 11 - ГЗГ - main gas formation zone; 12 - ЗМО - methane formation zone; 13 - НЗОКГ - lower acid gas formation zone; 14 - oil accumulations away from the modern paths of hydrocarbon migration; 15 - area of formation and development of gas (condensate) deposits; 16 - area of formation and reformation of oil deposits; 17 - permafrost
тагенез) сохранились условия нефте-образования в главной и переходной зонах. В то же время в разрезе отложений доминирует газ за счет генерационных и миграционных процессов. На втором (газоконденсатном) этапе нефтяные залежи, оказавшиеся в стороне от современных путей миграции углеводородных газов, подверглись процессам деградации и разрушения (плотность нефти - в диапазоне 0,875-1,0 г/см3).
4. Экстремальное геодинамическое воздействие (область, прилегающая к Таймырской складчатой системе) отразилось на форсированном преобразовании ОВ (градации катагенеза МК - АК), интенсивной тектонической
5 4'
раздробленности высокоамплитудных складок, формировании мелких по запасам залежей метанового газа в юрских отложениях северной половины и северо-восточной части Енисей-Хатангского мегапрогиба.
Литература:
1. Лобусев М.А., Лобусев А.В., Бочкарев А.В., Антипова Ю.А. Состояние и геолого-ресурсные предпосылки укрепления сырьевой базы Арктической газоносной провинции Западной Сибири // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 5-6. С. 42-51.
2. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. О соотношении газа и нефти в юрских и меловых отложениях на севере Западной Сибири // Сборник научных трудов Института геологии и разработки горючих ископаемых. М., 1982. С. 18-29.
3. Скоробогатов В.А. Генетические причины уникальной газоносности и нефтеносности меловых и юрских отложений Западно-Сибирской провинции // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. № 8. С. 8-14.
4. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных отложениях. М.: Недра, 1984. 205 с.
5. Конторович А.Э., Трушков П.А., Фомичев
A.С. Условия формирования залежей нефти и газа. Условия накопления и преобразования органического вещества в осадочных толщах // Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в мезозойских отложениях ЗападноСибирской низменности. Труды СНИИГГиМС. Вып. 131. М.: Недра, 1972. С. 20-22.
6. Юзвицкий А.З., Фомичев А.С., Бостриков О. И. Западно-Сибирский угленосный бассейн // Отечественная геология. 2000. № 2. С. 25-33.
7. Юзвицкий А.З., Фомичев А.С., Бостриков О.И., Данилов В.И.Западно-Сибирский угольный бассейн // Угольная база России. Т. II. М.: ООО «Геоинформцентр», 2003. С. 515-519.
8. Скоробогатов В.А. Изучение и освоение углеводородного потенциала недр Западно-Сибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2014. № 3 (19). С. 8-26.
9. Волков В.Н. Феномен образования угольных пластов большой мощности // Литология и полезные ископаемые. 2003. № 3. С. 267-278.
10. Мясникова Г.П., Савельев А.В., Кубышкин
B.И. Угленосность нижнесреднеюрского нефтегазоносного комплекса Западной Сибири // Дистанционные методы в геологии нефти и газа. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1990.
C. 97-110.
11. Алексеев В.П., Русский В.И., Федоров Ю.Н. и др. Угленасыщенность, петрографический состав и метаморфизм углей тюменской свиты Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь). Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2006. 158 с.
12. Ступакова А.В., Суслова А.А., Большакова М.А. и др. Бассейновый анализ для поиска крупных и уникальных месторождений в Арктике // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 1. С. 19-35.
13. Гурари Ф.Г. Горючесланцевые формации Сибири // Геология угленосных и горюче-сланцевых формаций Сибири. Новосибирск: СНИИГГИМС, 1987. С. 45-50.
54
№ 11-12 декабрь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
14. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В., Копеев В.Д. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. 352 с.
15. Бочкарев А.В., Бочкарев В.А. Катагенез и прогноз нефтегазоносности недр. М.: ВНИИОЭНГ, 2006. 324 с.
16. Метаморфизм углей и эпигенез вмещающих пород. М.: Недра, 1975. 256 с.
17. Скоробогатов В.А. Катагенез и газонефтеносность глубокопогруженных юрских отложений на севере Западно-Сибирской плиты // Условия неф-тегазообразования на больших глубинах / Под ред. С.Н. Симакова. М.: Наука, 1988. С. 88-93.
18. Фомин А.Н., Конторович А.Э., Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика. 2001. Т. 42. № 11-12. С. 1875-1887.
19. Конторович А.Э. Генетические принципы раздельного прогноза нефтеносности и газоносности // Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. М.: Наука, 1978. С. 189-204.
20. Лобусев М.А., Лобусев А.В., Бочкарев А.В., Антипова Ю.А. Реализация генерационного потенциала верхнеюрских материнских отложений Арктического региона Западно-Сибирской НГП // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2018. № 6. С. 49-57.
21. Гогоненков Г.Н., Тимурзиев А.И. Проявление новейших сдвиговых деформаций земной коры и их связь с нефтегазоносностью севера Западной Сибири // ТЭК России - основа процветания страны: сб. докл. конфер. к 75-летию ВНИГРИ. СПб.: ВНИГРИ, 2004. С. 196-208.
22. Скоробогатов В.А., Соловьев Н.Н., Фомичев В.А. Роль разломов в формировании, эволюции и разрушении скоплений газа и нефти в осадочном чехле северных районов Западной Сибири // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. М.: ВНИИГАЗ, 2000. С. 112-131.
References:
1. Lobusev M.A., Lobusev A.V., Bochkarev A.V., Antipova Y.A. State and Geological and Resource Prerequisites for Strengthening the Raw Material Base of the Arctic Gas-Bearing Province of Western Siberia. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2020;(5-6):42-51. (In Russ.)
2. Ermakov V.I., Skorobogatov V.A. On the Ratio of Gas and Oil in Jurassic and Cretaceous Sediments in the North of Western Siberia. In: Collection of scientific papers of the Institute of Geology and Development of Fuels. Moscow; 1982. P. 18-29. (In Russ.)
3. Skorobogatov V.A. Genetic Reasons for the Unique Gas Content and Oil Content of the Cretaceous and Jurassic Deposits of the West Siberian Province. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields]. 2003;(8):8-14. (In Russ.)
4. Ermakov V.I., Skorobogatov V.A. Formation of Hydrocarbon Gases in Coal-Bearing and Sub-Coal Deposits. Moscow: Nedra; 1984. (In Russ.)
5. Kontorovich A.E., Trushkov P. A., Fomichev A.S. Conditions for the Formation of Oil and Gas Deposits. Conditions for the Accumulation and Transformation of Organic Matter in Sedimentary Strata. In: Patterns of placement and conditions for the formation of oil and gas deposits in the Mesozoic deposits of the West Siberian lowland. Proceedings of Siberian Research Institute of Geology, Geophysics and Mineral Raw Materials. Issue 131. Moscow: Nedra; 1972. (In Russ.)
6. Yuzvitskiy A.Z., Fomichev A.S., Bostrikov O.I. West Siberian Coal-Bearing Basin. Otechestvennaya geologiya [Russian Geology]. 2000. No. 2. P. 25-33.
7. Yuzvitskiy A.Z., Fomichev A.S., Bostrikov O.I., Danilov V.I. West Siberian Coal Basin. In: Coal Base of Russia. Vol. II. Moscow: Geoinformcenter LLC; 2003. P. 515-519. (In Russ.)
8. Skorobogatov V.A. Research and Development of the Hydrocarbons Potential of the Soils of the Western Siberian Sedimentary Megabasin: Results and Perspectives. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik "Vesti gazovoy nauki" [Scientific-Technical Collection Book Vesti Gazovoy Nauki]. 2014;3(19):8-26. (In Russ.)
9. Volkov V.N. The Phenomenon of Formation of High-Thickness Coal Seams. Litologiya i poleznyye iskopayemyye [Lithology and Mineral Resources]. 2003;(3):267-278. (In Russ.)
10. Myasnikova G.P., Savelyev A.V., Kubyshkin V.I. Coal Content of the Lower Middle Jurassic Oil and Gas Complex of Western Siberia. In: Distance methods in oil and gas geology. Tyumen: West Siberian Research Institute of Geology and Geophysics; 1990. P. 97-110. (In Russ.)
11. Alekseev V.P., Russkiy V.I., Fedorov Yu.N. et al. Coal Saturation, Petrographic Composition and Metamorphism of Coals of the Tyumen Suite of the Shaim Oil and Gas Region (Western Siberia). Ekaterinburg: Ural State Mining University Publishing House; 2006. (In Russ.)
12. Stoupakova A.V., Suslova A.A., Bolshakova M.A. et al. Basin Analysis for the Search of Large and Unique Fields in the Arctic Region. Georesursy [Georesources]. 2017. Special issue, part 1. P. 19-35. (In Russ.)
13. Gurari F.G. Oil Shale Formations Of Siberia. In: Geology of coal-bearing and oil-shale formations of Siberia. Novosibirsk: Siberian Research Institute of Geology, Geophysics and Mineral Raw Materials; 1987. P. 45-50. (In Russ.)
14. Skorobogatov V.A., Stroganov L.V., Kopeyev V.D. Geological Structure and Gas and Oil Content in Yamal. Moscow: Nedra-Businesscenter; 2003. (In Russ.)
15. Bochkarev A.V., Bochkarev V.A. Catagenesis and Forecast of Oil and Gas Content of the Subsoil. Moscow: All-Russian Scientific-Research Institute of Organization, Management and Economics of Oil and Gas Industry; 2006. (In Russ.)
16. Coal Metamorphism and Host Rock Epigenesis. Moscow: Nedra; 1975. (In Russ.)
17. Skorobogatov V.A. Catagenesis and Oil and Gas Content of Deeply Submerged Jurassic Sediments in the North of the West Siberian Plate. In: Conditions of oil and gas formation at great depths. Edit. by S.N. Simakov. Moscow: Nauka; 1988. P. 88-93. (In Russ.)
18. Fomin A.N., Kontorovich A.E., Krasavchikov V.O. Catagenesis of Organic Matter and Petroleum Potential of the Jurassic, Triassic and Paleozoic Deposits in the Northern Areas of the West Siberian Megabasin. Geologiya i geofizika [Geology and Geophysics]. 2001;42(11-12):1875-1887. (In Russ.)
19. Kontorovich A.E. Genetic Principles of Separate Forecast of Oil and Gas Content. In: Sedimentary-migration theory of oil and gas formation. Moscow: Nauka; 1978. P. 189-204. (In Russ.)
20. Lobusev M.A., Lobusev A.V., Bochkarev A.V., Antipova Yu.A. The Implementation of the Generation Potential of the Upper Jurassic Parent Deposits in the Arctic Sector of the West Siberian Oil and Gas Bearing Province. Zashchita okruzhayushchey sredy v neftegazovom komplekse [Protection of the Environment in Oil and Gas Industry]. 2018;(6):49-57. (In Russ.)
21. Gogonenkov G.N., Timurziev A.I. The Manifestation of the Latest Shear Deformations of the Earth's Crust and Their Relationship with the Oil and Gas Content of the North of Western Siberia. In: Fuel and energy complex of Russia - the basis of the country's prosperity: collection of conference reports to the 75th anniversary of All-Russia Petroleum Research Exploration Institute. Saint-Petersburg: All-Russia Petroleum Research Exploration Institute; 2004. P. 196-208. (In Russ.)
22. Skorobogatov V.A., Soloviev N.N., Fomichev V.A. The Role of Faults in the Formation, Evolution and Destruction of Gas and Oil Accumulations in the Sedimentary Cover of the Northern Regions of Western Siberia. In: Forecast of gas content in Russia and neighboring countries. Moscow: Russian Research Institute for Natural Gases and Gas Technologies; 2000. P. 112-131.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11-12 December 2020
55
