CC BY
78
6.Georgi I.G. Bemerkungen auf einer Reise im Russischen Reiche im Jahre 1772. St.P., 1775. Bd.2. 506 р.
7.Ламакин В.В. Неотектоника Байкальской впадины. М.: Наука, 1968. 247 с.
8.Пастухов В.Д., Богданов Л.В. Новые данные к таксономическому положению байкальской нерпы Phoca (Pusa) sibirica Gmel. // Морфофиз. и экол. исследования байкальской нерпы. Новосибирск: Наука, 1982. С. 7-12.
9.Петров Е.А. Байкальская нерпа. Улан-Удэ: Бэлиг, 2009. 175 с.
10.Кононов Е.Е. Байкал. Аспекты палеогеографической истории. Иркутск: ИрГТУ, 2005. 125 с.
11.Щербаков Д.Ю., Семовский С.В. Нуклеотидные хроники «смутного времени» // Наука из первых рук. 2004. № 1. С. 101-109.
12.Rasskazov S.V. et al. Uplift of the Baikal rift system and change of vegetation in its flanks as inferred from variations of spores, pollens, and diatoms in sediments // Terra Nostra. 2000. №9. P. 148-163.
13.Хурсевич Г.К., Карабанов Е.Б., Прокопенко А.А. [и др.]. Детальная диатомовая биостратиграфия осадков озера Байкал в эпоху Брюнес и климатические факторы видообразования // Геол. и геоф. Новосибирск, 2001. Т. 42 (1-2). С. 108-129.
14.Чебыкин Е.П., Эджингтон Д.Н., Гольдберг Е.Л. [и др.]. Изотопы ряда радиоактивного распада урана 238 - сигналы палеоклиматов верхнего плейстоцена и геохронометры в осадках Байкала // Геология и геофизикака. 2004. Т. 45. № 5. С. 539-556.
15.Мац В.Д., Уфимцев Г.Ф., Мандельбаум М.М. Кайнозой Байкальской рифтовой впадины. Строение и геологическая история. Новосибирск: Изд-во СО РАН "ГЕО", 2001. 251 с.
16.Тимошкин О.А. «Пресноводная Австралия» Сибири // Наука из первых рук. 2004. № 1. С. 62 -75.
17.Ламакин В.В. Байкал в четвертичном периоде: докл. на ежегодных чтениях памяти Л.С. Берга. М.-Л., 1960. IV-VII. С. 144-199.
УДК 553.98(47)
ГЕОДИНАМИКА И ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ СИБИРСКОГО И СЕВЕРО-КИТАЙСКОГО КРАТОНОВ
Л.А. Рапацкая1, Л.Я. Клеерова2
Национальный исследовательский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Рассмотрены нефтегазоносные комплексы, сформировавшиеся на пассивных окраинах Сибирского и СевероКитайского кратонов, образовавшихся после раскола суперконтинента Родиния. При общем сходстве геодинамических условий развития особенности климата, характера гидродинамической среды и литолого-фациальных обстановок определен структурно-вещественный состав нефтегазоносных комплексов, их мощность и взаимоотношения с вмещающими толщами. Ил. 7. Табл. 1. Библиогр. 9 назв.
Ключевые слова: тектоника плит; модели генерации углеводородов; нефтегазоносные бассейны; типы коллекторов.
GEODYNAMICS AND FORMATION FEATURES OF OIL AND GAS COMPLEXES OF SIBERIAN AND NORTH CHINA CRATONS
L.A. Rapatskaya, L.Y. Kleerova
National Research Irkutsk State Technical University, 83, Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The article deals with oil and gas complexes formed on the passive margins of the Siberian and North China cratons formed after the split of the supercontinent Rodinia. Under the general likeness of geodynamic development conditions of climate features, the nature of the hydrodynamic environment, and lithologic and facial conditions the structural and substantial composition of the oil and gas complexes, their depth and relations with the host rocks are determined. 7 figures. 1 table. 9 sources.
Key words: plate tectonics; hydrocarbon generation models; oil and gas basins; types of collectors.
Становление новой парадигмы эволюции литосферы - тектоники литосферных плит, заставило пересмотреть теоретические воззрения на условия образования и миграции углеводородов (УВ). Согласно мобилистской концепции, генерация УВ происходит 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 литосферных плит, где
1 Рапацкая Лариса Александровна, кандидат геолого-минералогических наук, профессор кафедры прикладной геологии, тел.: (3952) 405114, е-mail: Rapatskya L.A.@istu.edu
Rapatskaya Larisa, Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Professor of the Department of Applied Geology, tel.: (3952) 405114, e-mail: Rapatskya LA@istu.edu
2Клеерова Людмила Яковлевна, старший преподаватель кафедры прикладной геологии, е-mail: geolog@istu.edu Kleerova Lyudmila, Senior Lecturer of the Department of Applied Geology, e-mail: geolog@istu.edu
процессы субдукции на конечных этапах переходят в субдукционно-обдукционные. По мнению В.П. Гаври-лова, наиболее благоприятными моделями для генерации УВ являются рифтогенная и субдукционно-обдукционная (аккреционно-коллизионная) [1].
Важнейшим событием в истории развития Сибирской платформы в раннерифейское время является раскрытие континентальных рифтов, положивших начало образованию рифейских осадочных бассейнов, значение которых заключается, прежде всего, в генерации УВ, сохранившихся от предвендского размыва под молодыми рифейскими углеродистыми толщами.
По нашим представлениям, генерация УВ на Сибирском кратоне происходила по аккреционно-коллизионной модели: пассивная окраина активизируется вследствие островодужного наращивания и последующего столкновения с новообразованным оро-геном. На окраине кратона формировались перикра-тонные прогибы: Предъенисейский, Предверхоянский, Предпатомский и др. с мощными осадочными толща-
ми, служившие впоследствии палеоочагами генерации УВ при перекрытии их надвинутыми с соседней складчатой области аккреционного орогена чешуйчатыми блоками новообразованной континентальной коры. Разновозрастные аккреционные орогены, прилегающие к Сибирскому кратону определяли время закрытия - «захлопывания» палеобассейна, образование перикратонного (краевого) прогиба-палеоочага генерации УВ и, соответственно, возраст нефтегазоносных комплексов [5].
Для геодинамической реконструкции выделения нефтегазоносных территорий следует определить их структурное положение с позиций тектоники лито-сферных плит. Согласно современным представлениям, Сибирский и Северо-Китайский кратоны в неопротерозойское время входили в состав суперконтинента Родиния и составляли единый Сино-Сибирский пра-континент. Время распада этого континента разными авторами трактуется неоднозначно и охватывает период от 1 млрд до 650 млн лет, но все признают, что в результате его раскола образовались отдельные сег-
Схема корреляции структурно-вещественных комплексов докембрия Северо-Китайской
Структурно-вещественные комплексы Китая, млн лет Тектонические шкалы по возрасту заключительной складчатости Структурно-вещественные комплексы Сибири
570 700 850 Синий Р^з Байкальская Юдомий РХ23
1000 Чинь Бэйко РХ33 850-570 млн лет Верхний Rf3
1050 Движение Динь Нинь Движение Чиньюй £
1350 1400 Ди Щань Grenvile 1100-800 млн лет Гренвильская складчатость о CL О) -Я- Средний Rf3
1500 1650 1800 Чан Чень РХ13 Выборгская s CL Нижний Rf3
1900 Хуто Hudsonian 2100-1900 млн лет Улыканий-РХ22ис1
2000 РХ22 Складчатость Люлян Складчатость Утай 1800-1600 млн лет
2050 2500 Утай РХ12 Карельская 2100-1900 млн лет Удоканий-РХ12ис1
2600
3000 3100 Фупин РХт Складчатость Фупин Kenorian 2900-2500 млн лет Алданская 3000-2600 млн лет Алданий PXiAl
3500 4000
менты 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), которое впоследствии послужило источником генерации капельно-жидкой нефти.
Для того чтобы провести более или менее корректное сопоставление одновозрастных структурно-вещественных комплексов, образовавшихся в сходных геодинамических обстановках, использованы классические опорные разрезы докембрия Сибирской платформы и её южного обрамления и докембрия СевероКитайской платформы (таблица). Частью этих комплексов в отдельных стратиграфических диапазонах являются и нефтегазоносные комплексы (НГК), но их возраст, литологический состав, мощность и взаимоотношения с вмещающими толщами свидетельствуют о существенных различиях в дальнейшей истории развития Сибирского и Северо-Китайского сегментов. На пассивных окраинах Сибирского кратона в позднем протерозое-палеозое в условиях теплых мелководных
морских бассейнов в приэкваториальных широтах формировались мощные толщи шельфовых, преимущественно карбонатно-терригенных и эвапоритовых осадков (первые впоследствии стали служить коллекторами нефти и газа, а вторые - покрышками).
Примером служит Юрубчено-Куюмбинское газонефтяное месторождение - супер-гигант с запасами газа в 1 млрд м и нефти 300 млн т, приуроченное к гигантскому природному резервуару в докембрийских, преимущественно рифейских доломитовых каверно-трещинных коллекторах в нижней части осадочного чехла Камовского свода Байкитского осадочного бассейна (рис.1) на западе Сибирской платформы, к которому примыкают складчато-надвиговая горная система Енисейского кряжа и Предъенисейский прогиб.
На Енисейском кряже развиты мощные толщи карбонатных и терригенных пород рифейского возраста, нарушенные многочисленными надвигами. Здесь же развиты мощные черносланцевые толщи, испытавшие интенсивное катагенетическое преобразование. Состав, структуры, текстуры и комплекс биоты рифейских отложений позволяют считать, что седиментация происходила в теплом мелководном мор-
Рис. 1. Геологический разрез Байкитского осадочного бассейна по линии Оленчимо - Оскоба: 1 - границы стратиграфических подразделений: а - согласные; б - несогласные; 2 - разрывные нарушения: а - уверенные; б - предполагаемые; 3 - интрузивные траппы; 4 - кристаллический фундамент. Экранирующие толщи: 5 - соле-носные породы; 6 - глинистые породы. Коллекторские толщи: 7 - песчаники, алевролиты; 8 - доломиты, известняки, 9 - органогенные карбонаты; 10 - скважины; 11 - индексы свит: чп - ванаварская, ив - усольская,
Ь1в - Бельская, Ь1 - балуйская, ап - ангарская.
Рис 2. Схематическая фациальная карта (А) и принципиальный фационально-палеогеоморфологический профильный разрез (Б) рифейских отложений Куюмбинского месторождения [6]. Зоны распространения разных типов пород: 1 - известняки граноморфные сгустково-комковатые, доломиты; 2 - граноморфные сгустково-комковатые, интракластовые, реже оолитовые, алевритистые и песчаные, участками битуминозно-глинистые; 3 - строматолитовые пластового типа, глинистые, реже
песчано-алевристые; 4 - текстуры поверхности слоя в виде трещин усыхания. Зоны интенсивного преобразования пород вторичными процессами: 5 - окремнение и выщелачивание; 6 - перекристаллизация; 7 - предполагаемые разрывные нарушения; 8 - граница фацильных зон (I - мелководная, II - умеренно глубоководная с интенсивным волнением, участками углубляющаяся ниже базиса действия волн, III - крайне мелководная с периодическими осушениями); 9 - скважина
ском бассейне. Преобладание среди карбонатных отложений доломитов свидетельствует о высокой щелочности рифейского бассейна, так как магнезиальные соединения осаждаются при значениях рН не ниже 9. Среди доломитов наиболее широко распространены граноформные, строматолитовые и другие разновидности, причем первые указывают на мелковод-ность бассейна, а вторые на активную гидродинамику среды (рис. 2).
Реже встречаются известняки различной структуры. Среди некарбонатных пород встречены аргиллиты, алевролиты и песчаники, среди глинисто-карбонатных - мергели доломитового и кальцит-доломитового составов. Терригенные породы в разрезе имеют подчиненное значение, т.е. формирование коллекторов связано с фациальной обстановкой теплого мелкого моря и именно отложения мелководных фаций с активной гидродинамикой являются наиболее благоприятными для образования будущих коллекторов. Это не исключает образование других коллекторов, в частности, чисто трещинного типа в других фа-циальных зонах [4]. Промышленная нефтегазонос-ность месторождений Байкитского свода связана с рифейским карбонатным НГК мощностью до 2000 м с
залежами в подсолевых отложениях. К уникальной по масштабам ЮТЗ нефтегазонакопле-ния относится и Куюмбинское месторождение, приуроченное к гигантскому природному резервуару в докембрийских, преимущественно рифейских, существенно доломитовых каверново-трещинных породах-коллекторах, который расположен в нижней части осадочного чехла Камовского свода. Месторождение приурочено к Куюмбинскому грабену, в пределах которого наблюдаются многочисленные дизъюнктивы нарушения. Часть разломов, типа раздвигов, заполненных глинистыми отложениями, служит латеральными экранами и разделяет северную и южную залежи месторождения [6]. Авторы считают, что коллек-торские свойства рифейских продуктивных горизонтов связаны с особенностями литогенеза: седиментогене-за, диагенеза и катагенеза, что и привело к формированию улучшения коллекторских свойств пород или к их полному уничтожению.
Другой крупной нефтегазоносной областью Сибирской платформы является Непско-Ботуобинская, приуроченная к одноимённой структуре. Здесь наиболее выразительным примером отражения особенностей литолого-фациальной обстановки формирования
карбонатных коллекторов и соленосных покрышек, мощность которых достигает 200-300 м, служит разрез Пилюдинского месторождения (рис. 3). На территории Китая 75% разведанных запасов нефти и газа расположены в восточном Китае (бассейны Суньляо и Северо-Китайский), 25% приходится на Центральный и Западный Китай (бассейны Переднаньшаньский, Цайдамский, Сычуаньский и Джунгарский, Таримский и др.)
Китайские исследователи [7] выделяют три генетических типа нефтегазоносных бассейнов: рифтоген-ные, кратонные и форландовые. Число крупнейших открытых месторождений (92,7%) приходится на рифтогенные бассейны мезо-кайнозойского возраста, т.е. их можно отнести к типу субдукционно-обдукцион-ной модели образования.
Отличительной особенностью нефтегазоносных месторождений Китая является существенное преобладание среди НГК терригенных коллекторов - пород
континентальных фаций. И только лишь в синии -раннем палеозое - шло формирование морских осадков в Ордосском и Таримском бассейнах. С позднего палеозоя и до раннего мезозоя, по-видимому, происходило закрытие ПАО на окраинах Северо-Китайского и Таримского кратонов, которое шло до раннего неогена, когда морские воды полностью регрессировали с Китайского континента [7]. Поэтому в мезозое-кайнозое были распространены многочисленные небольшие по площади озёрные бассейны, в которых преобладали континентальные фации с многообразием типов пород, 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 органики. В дальнейшем эти бассейны служили, по-видимому, палеоочагами генерации УВ.
Рис. 3. Пилюдинское нефтегазоносное месторождение
НГБ Суньляо (рис. 4) в северо-восточной части Китая - это крупнейший в Азии позднемезозойский бассейн с самым крупным месторождением Дацин, ограничен палеозойскими горными сооружениями Большого и Малого Хингана. Месторождение приурочено к Дацинскому валу. Мощность осадков от юрского до палеогенового возраста более 8 км.
На литоформационной колонке (рис. 5.) бассейна Сунляо представлен литологический разрез, состоящий из переслаивания конгломератов, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Коллекторы двух НГК (формаций) сложены континентальными мезо-кайнозойским терригенными толщами: песчаниками, алевролитами и аргиллитами озёрного и дельтового генезиса. Как считают некоторые исследователи, это месторождение является аналогом Самотлора. Комплексный анализ геолого-геохимических параметров (изотопный состава углерода нефтей и их фракций, определение биомаркеров методом хромато-масс-спектрометрии, оценка нефтегазоматеринских пород на ROCK-EVAL с использованием программного ком-
плекса Basing Modeling показал сходство геологического строения, условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления для древних платформ Лено-Тунгусского и Таримского бассейнов [2].
Крупнейшим нефтегазовым месторождением Се-веро-Китайского НГБ (рис. 6) является группа Шенли (49 месторождений) и Ляохэ. Шенли по геологической структуре называют Цзиянским бассейном, который является типичным рифтогенным [4]. Основной промышленный НГК бассейна - прибрежно-озёрные и флювиальные отложения миоцена, перекрытые аргиллитами плиоцена. Наиболее подробно в Цзиянском бассейне в связи с нефтегазоносностью исследована впадина Бохайского залива Дунин, в которой к концу 2003 г. были открыты 36 месторождений нефти с разведанными запасами 2,07 млрд т и газа [9].
Осадочный чехол впадины Дунин сложен отложениями палеозоя, мезозоя и кайнозоя, но наиболее широко распространены породы палеогена, неогена, представленные, в основном, терригенными разновидностями: конгломератами, гравелитами, песчани-
ками, алевролитами и аргиллитами, а также смешанными и промежуточными разновидностями [8]. В разрезах палеоцена, нижних олигоцена и эоцена отмечаются карбонаты с гипсами и каменной солью. Терри-генные отложения - это пролювиальные конусы выноса, веерообразные дельты, подводные конусы выноса, прибрежные песчаные валы и глубоководные конусы выноса, сложенные, в основном турбидитами, песчаные тела которых являются одним из важнейших типов коллекторов. Такое разнообразие и изменение литологического состава отложений свидетельствует о дифференцированности тектонических колебаний, протекавших на фоне общего поднятия. В приразлом-ных впадинах накапливались грубо- и тонкозернистые осадки в основном речного и озерного генезиса (до нескольких км мощностью). А на приподнятых блоках в условиях озерного мелководья и аридного климата образовались гипсы, ангидриты и каменные соли, об-
щая мощность которых местами достигала 400-600 м. Основной НГК в палеогеновой части разреза впадины Дунин сложен глинами и горючими сланцами среднего эоцена. Содержание Сорг. колеблется от 2 до5% в глинах, а в горючих сланцах - 5-19%.
Крупное газовое месторождение Чуньсяо располагается во впадине Ксиху под водами Восточно-Китайского моря, которое в тектоническом отношении представляет собой пассивную окраину Евразийского континента. Считается, что бассейн Ксиху обладает наибольшими запасами УВ среди всех месторождений Восточно-Китайского моря. Мощность осадочных отложений в бассейне Ксиху варьирует от 3,5 до 15 км. Литолого-стратиграфический разрез отложений, состоящий из чередования терригенных пород - песчаников и алевролитов, представлен на рис. 7. ГК сложен песчаниками олигоцена.
Рис. 5. Литоформационная колонка НГБ Суньляо
Система, отдел, ярус Формации Литологический состав Мощность
Неоген Глины, пески 100-500
KZ Палеоген Песчаники, алевролиты, аргиллиты.
Маастрихт Миншуй Конгломераты, пес-чанники, аргиллиты До 570
Кампан Сыкфантай Песчаники, алевролиты, аргиллиты. До 400
Сантон Размыв III ■
Верхний мел Коньяк Нэньцэян Песчаники, алевролиты, аргиллиты. Вторая нефтема-теринская формация. 300-1300
Турон Яоцал Арг.. алевр.. песч. 140
Сеноман Циньшаньхоу Песчаники, алевролиты, аргиллиты. Главная нефтемате-ринская формация. 300-634
Мезозой с; ш Е Альб-апт Цюаньтоу Аргиллиты, алевролиты. песчаники. 1000-1800
£ X Баррем-готерив Дэнлоуку Алевролиты, аргиллиты, песчаники. Предполагаемая нефтеносная формация. 680-1500
Валанжин-берриас Размыв
Верхняя юра Вулканиты, терригеновые породы с включением угля. 1000
Палеозой
Рис.6. Северо-Китайский нефтегазоносный бассейн (по М.Н. Афонскому)
Возраст Система Отдел Подотдел Формация Индекс Сейсми-ческие трещины Тектон. события Мощность Условия Стадия
-1.64- 0 Плейстоцен Ропдп "О о Т10 Haicao 320 -С 440 Мелковод морские е и н
- 5.2- Палеоцен Ба|1ап (О сч Т20 Longing 630 740 Мелковод морские го б и г о р С
:п е о е Верхний Ыутлд Т22 180 450 Озерные
X
- 23.3- Миоцен Средний Уидир У сч Т 3 Т 2 200 320 Флю-гляциаь-ные а н и
- 35.4- Нижний Цэп-дтд Т 4 1 3 Huagang 330 450 а а с В
- 48 - Олигоцен Ниадапд .с Ш т о 1 3 Уuguah 1000 1500 Флю-виогляци-альные
- 56.5 - :п е о н е Средне-верхний РтдЬш р ш Т 4 1 3 Oujiang 200 3200 Приливно-отливные
- 65 - е с; а с о о Нижний Bajiating .О ш т 0 1 4 Уancuy 200 600 Литораль Рифт
Палеоцен ш Т5 Апсгд 1000 5500 (?) Мелковод морские
мг
Рис. 7 Стратиграфическая колонка отложений бассейна Ксиху
Приведённые примеры НГК разного возраста, сформированных на пассивных окраинах Сибирского и Северо-Китайского кратонов, позволяют сделать предварительный вывод: при общем сходстве геодинамики развития, особенности климата, характера
Библиограф
1. Гаврилов В.П. Мобилистские идеи в геологии нефти и газа // Геология нефти и газа, 2007. №7. С 42-47.
2. Галимов Э.М Фундаментальные исследования в области геологии и геохимии нефти и газа и развитие нефтегазового комплекса. 1^1.: http://www.geokhi.ru
3. Иванов А.Н. Региональные магмогенерирующие системы зрелой континентальной коры. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. 176 с.
4. Кузнецов В.Г. [и др.]. Фациальная обусловленность развития коллекторов в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления // Геология нефти и газа, 2006. № 5.
5. Рапацкая Л.А., Иванов А.Н. Геодинамика окраин Сибирского и Северо-Азиатского кратонов и положение палеооча-гов углеводородов // Вестник ИрГТУ, 2010. № 5. С 42-47.
гидродинамической среды и литолого-фациальных обстановок определяют структурно-вещественный состав НГК, их мощность и взаимоотношение с вмещающими толщами.
ский список
6. Славкин В.Е. [и др.]. Геологическая модель рифейского резервуара Куюмбинского месторождения // Геология нефти и газа, 1999. 11-12. С. 13-21.
7 Хэ Чанчунь. Повышение эффективности комплекса ГИС при изучении сложнопостроенных коллекторов Шэнлинского нефтегазового месторождения. URL: wiki.web.ru
8. Цзинь Чжицзюнь Закономерности строения и размещения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая // Геология нефти и газа, 2007. № 18.
9. Чень Сяоцзюнь, Конюхов А.И. Литолого-фациальные типы, коллекторские свойства и нефтегазоносность палеогеновых отложений впадины Дунин (бассейн Бохайского залива, КНР) // Новые идеи наук о Земле. материалы 8-ой меж-дунар. конф. М.: Изд-во ФГУП РФ ВНИИ геосистем, 2007. Т. 2. С. 116-120.
УДК 624.131.1. (571.5)
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ПАРАМЕТРОВ МИКРОСТРУКТУРЫ ГЛИНИСТЫХ И ЛЕССОВЫХ ГРУНТОВ (ПРОГРАММА «СТАНДАРТНАЯ СТАТИСТИКА»)
Т.Г. Рященко1, Ю.В. Вашестюк2
Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Рассматриваются возможности применения программы «Стандартная статистика» при сравнительном анализе параметров микроструктуры глинистых и лессовых грунтов ключевых участков юга Восточной Сибири и сопредельных территорий. Микроструктурные параметры определялись по новому методу «Микроструктура», разработанному в Аналитическом центре Института земной коры СО РАН. Представлены материалы по семи объектам, включающим глинистые донные речные и озерные осадки, лессовые грунты Иркутска, бурые суглинки Приморья, лессовые грунты Монголии и глины из района г. Биробиджана. Установлено, что признаки микроструктуры и характер их изменчивости являются генетическим критерием при инженерно-геологической оценке грунтов. Ил. 5. Табл. 4. Библиогр. 13 назв.
Ключевые слова: глинистые и лессовые грунты; геолого-генетический комплекс; микроструктура; параметры; статистика; изменчивость; коэффициент вариации.
COMPARATIVE ANALYSIS OF THE PARAMETERS OF LOAMY AND LOESS GROUND MICROSTRUCTURE (THE PROGRAM "STANDARD STATISTICS") T.G. Ryaschenko, Y.V. Vashestyuk
National Research Irkutsk State Technical University, 83, Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The paper considers the application possibilities of the program "Standard statistics" in the comparative analysis of the microstructure parameters of loamy and loess grounds of the key areas in the southern East Siberia and adjacent territories. Microstructural parameters were determined by the new method "Microstructure", developed in the Analytical Center of the Institute of Earth Crust SB RAS. The materials on seven objects including loamy river and lake bottom sediments, Irkutsk loess grounds, Primorye brown loams, Mongolian loess grounds and clay from the region of Birobidzhan are reported. It is established that the characteristics of the microstructure and the nature of their variability are the genetic criterion for the engineering and geological evaluation of grounds. 5 figures. 4 tables. 13 sources.
1 Рященко Тамара Гурьевна, доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры прикладной геологии, ведущий
научный сотрудник Института земной коры СО РАН, тел.: (3952) 426133, e-mail: ryashenk@crust.irk.ru
Ryaschenko Tamara, Leading Researcher of the Institute of Earth Crust SB RAS, Doctor of Geological and Mineralogical Sciences,
Professor of the Department of Applied Geology, tel. (3952) 426133, e-mail: ryashenk@crust.irk.ru
2Вашестюк Юлия Владимировна, аспирант, тел.: (3952) 405236.
Vashestyuk Yuliya, Postgraduate, tel. (3952) 405236.
