CC BY
786
А.В. Ступакова, А.В. Соколов, Е.В. Соболева, Т.А. Кирюхина, И.А. Курасов, Е.В. Бордюг Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений ...
УДК553.982 (571.1) а.в. Ступакова, А.В. Соколов, Е.В. Соболева, Т.А. Кирюхина,
И.А. Курасов, Е.В. Бордюг
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, г. Москва
e-mail:stoupakova@gmail. com
Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений Западной Сибири
Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности палеозойского комплекса Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна остаются до конца невыясненными и недооцененными, несмотря на целый ряд крупных исследовательских работ и открытие залежей углеводородных флюидов в палеозойских отложениях. Это связано, во-первых, с сосредоточением поисково-разведочных работ на мезозойском нефтегазоносном комплексе в силу его высокого потенциала, во-вторых, с существующей моделью тектонического развития всего региона, которая включает палеозойский комплекс в складчатое основание или фундамент. Согласно осадочномиграционной теории образования нефти и газа, фундамент бассейна не является источником углеводородных флюидов, а следовательно, не может рассматриваться в качестве самостоятельного нефтегазоносного комплекса, обладающего собственными нефтегазоматеринскими толщами и резервуарами. Однако сделанные открытия залежей нефти и газа в «фундаменте» Западной Сибири показывают несоответствия в существующих на сегодняшний день гипотезах и моделях, среди которых выделяются две основных версии происхождения нефти в палеозойских отложениях - органическая и неорганическая. Геологическое строение палеозойских комплексов и закономерности размещения коллекторов, залежей нефти и газа в них очень специфичны и требуют тщательного анализа всех геолого-геофизических и геохимических материалов.
Ключевые слова: Западная Сибирь, палеозой, кора выветривания, нефтегазоносность.
Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности палеозойского комплекса Западно-Сибирского бассейна остаются невыясненными и неоцененными, несмотря на целый ряд крупных работ и открытие залежей углеводородов в палеозойских отложениях. Это связано как со сосредоточением всех поисково-разведочных работ на мезозойском нефтегазоносном комплексе в силу его высокого потенциала, так и со существующей моделью тектонического развития всего региона, которая рассматривает палеозойский комплекс как складчатое основание или фундамент. Согласно осадочно-миграционной теории образования углеводородов фундамент бассейна не является источником углеводородов, а следовательно, не может рассматриваться в качестве самостоятельного нетегазоносного комплекса, обладающего собственными нефтегазоматеринскими толщами и резервуарами. Однако сделанные открытия залежей углеводородов в «фундаменте» Западной Сибири показывают несоответствия в существующих на сегодняшний день теориях и моделях. Сторонники неорганического происхождения углеводородов стремятся доказать глубинное происхождение углеводородов. Сторонники органического происхождения углеводородов ищут пути миграции углеводородов из нефтегазоматеринских толщ юрского комплекса в прилегающие поднятия «фундамента». Хотя истина кроется где-то посередине.
В первую очередь, на наш взгляд, несовершенной является тектоническая модель строения Западно-Сибирского региона, которая подразумевает образование Западно-Сибирского мезозойского осадочного бассейна на коре океанического или суб-океанического типа, с последующей коллизией и повсеместной метаморфизацией осадочных толщ палеозойского возраста. В результате такой модели практически весь палеозойский комплекс должен быть смят в складки и метаморфизован, а все потенциальные нефтегазоматеринские толщи исчерпать свой потенциал еще до образования последующего покровного ме-
зозойского комплекса. Многолетние исследования палеозойских пород и более сотни скоплений углеводородов, в них выявленных, показывают, что метаморфизация пород происходила крайне неоднородно. Глубинные сейсмические разрезы фиксируют крупные палеозойские прогибы под осадочным чехлом мезозойских пород. Эти палеозойские прогибы могли представлять собой самостоятельные бассейны осадконакопления с собственным нефтегазогенерационным потенциалом, который мог быть до конца не разрушен, а сформировавшиеся в палеозойское время залежи впоследствии переформированы.
Таким образом, встает вопрос, где были эти палеозойские прогибы, т.е. осадочные бассейны, предшествующие мезозойскому этапу развития региона, и как могли происходить процессы формирования и переформирования тех скоплений, которые там образовывались на палеозойском этапе развития региона.
Задача выяснения перспектив нижнего структурного этажа и поисков залежей нефти и газа в нем была четко сформулирована еще А.А. Трофимуком после обнаружения в 1963 г. нефти в отложениях палеозоя на Медведев-ской площади (Томская область). Решение этой проблемы на начальном этапе включало в себя поиск и разведку залежей нефти и газа в верхней части выступов фундамента на северо-западе Томской области, где они сложены сильнотрещиноватыми и кавернозными известняками палеозойского возраста (Трофимук, 1964). Целенаправленно стали изучать нефтегазоносность палеозоя Западной Сибири после того, как в мае 1974 г. на Малоичской площади (Новосибирская область) был получен первый промышленный приток нефти из карбонатных пород фундамента.
На юго-востоке бассейна притоки нефти и газа получены как из пород палеозойского возраста (Малоичское, Еллей-Игайское), так и из НГГЗК (разновозрастный нефтегазоносный горизонт зоны контакта) (Арчинское, Гера-симовское, Калиновое, Лугинецкое, Нижнетабаганское,
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
2(61) 2015 ГЕРРЕСУРСЫ
63
A.V. Stoupakova, A.V. Sokolov, E.V. Soboleva, T.A. Kiryukhina, I.A. Kurasov, E.V. Bordyug Geological survey and petroleum potential of Paleozoic deposits ...
Останинское, Северо-Калиновое, Северо-Лугинецкое, Ур-манское, Южно-Тамбаевское, Чкаловское и др.). Наиболее значительные результаты по выявлению скоплений УВ достигнуты в НГГЗК. Залежи нефти и газа открыты в основном на юго-востоке Западно-Сибирской плиты (Иванов и др., 1975,1989; Биджаков и др., 1981; Вышемирский, Запивалов, 1981; Трофимук, 1997).
На севере Западно-Сибирского бассейна известны Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение и проявление нефти, газа и газоконденсата в палеозойских отложениях на Бованенковской площади. Залежь нефти Но-вопортовского месторождения связана с резервуарами в разрезе палеозойского складчатого основания (трещиноватые известняки, доломиты, сланцы, песчаники), перекрытого глинами левинского горизонта юры, а Бованен-ковского месторождения - с терригенными отложениями верхней перми.
Залежи и проявления УВ, связанные с корой выветривания палеозойского фундамента, известны на месторождениях Шаимского мегавала и Березовской моноклинали Приуральской нефтегазоносной области (НГО) (Му-лымьинское, Мортымья-Тетеревское, Даниловское, Бе-резовское и др.), Красноленинского свода и прилегающих поднятий Фроловской НГО (Талинская, Каменная, Ем-Еговская площади, Рогожниковское и др. месторождения). В этих случаях кора выветривания развита по вулканогенным породам (порфириты, базальты, диориты, туффиты) (Елисеев и др., 1987). На площадях Красноленинского свода в некоторых случаях проводились совместные испытания палеозойских нижне-среднеюрских коллекторов, где были получены высокие дебиты. В.С. Сурков, Л.В. Смирнов и др. (1986) отмечают, что в указанных случаях палеозойские коллекторы не являются самостоятельными объектами, а создают дополнительный объем коллекторов. В Широтном Приобье открыты залежи в коре выветривания Северо-Варьеганского, Советского, Вахского месторождений.
Однако значительных по запасам месторождений в палеозойских отложениях Западно-Сибирской плиты пока не обнаружено. В какой-то степени это, вероятно, связано с тем, что поиски в палеозое велись совместно с объектами в мезозойских резервуарах. Между тем геологическое строение палеозойских комплексов и закономерности размещения коллекторов, залежей нефти и газа в них очень специфичны и требуют тщательного анализа всех геолого-геофизических и геохимических материалов.
Геологическое строение палеозойского комплекса Западной Сибири. Тектоническое строение Западно-Сибирского бассейна описано во многих работах, среди которых большую роль сыграли научные труды под руководством В.С.Суркова, В.И. Шпильмана, Н.Н. Ростовцева, И.И. Нестерова, Н.В. Шаблинской и других.
Эти работы базировались в первую очередь на геофизических материалах исследований магнитного и гравиметрического полей, региональной сейсмике и результатах бурения глубоких параметрических скважин. Однако большая часть исследований была направлена на изучение структурного плана мезо-кайнозойских отложений. Рассмотрению строения и нефтегазоносности доюрских комплексов Западной Сибири посвящены работы К.А. Клеще-ва и В.С. Шеина, В.С. Суркова, С.В. Аплонова, В.С. Бочка-
рева, Е.Г. Журавлева, В.В. Харахинова, А.С. Егорова, В.Я. Рудкевича, Н.Я. Кунина и других. В своих работах авторы выделяли структуры рифей-вендских, и палеозойских комплексов, выделяя доюрские бассейны разных типов. Большинство исследователей выделяли срединные массивы с кристаллическим континентальным фундаментом и обрамляющие их складчатые сооружения байка-лид, салаирид, каледонид, герценид. В связи с этим, описывая тектоническое строение Западной Сибири и доюрский комплекс, исследователи часто используют термины «фундамент», «складчатое основание», «переходный комплекс» и «осадочный чехол».
С нашей точки зрения, под «фундаментом» следует понимать кристаллическое основание архей-протерозой-ского возраста. Породы кристаллического фундамента перекрыты рифей-вендским и палеозойским осадочным чехлом разной мощности, в пределах которого выделяются как поднятия, так и глубокие прогибы. Система поднятий фундамента выделяется в центральной части Западной Сибири, в географической зоне Широтного Приобья. К ним можно отнести Красноленинский свод, Сургутский свод, Нижневартовский свод, Салымский свод, Верхнеса-лымский мегавал, Каймысовский свод, Средневасюганс-кий мегавал, Парабельский мегавал и другие поднятия и валы южной части Западной Сибири. Эти положительные структуры скорее всего сформировались на месте единого кристаллического массива и могут быть объединены в зону поднятий Широтного Приобья (Рис. 1). Поднятия Широтного Приобья перекрыты преимущественно карбонатно-вулканогенными, реже терригенными осадочными отложениями кембрийско-каменноугольного возраста незначительной мощности в пределах 1-2 км, иногда более 3-4 км. Породы слабо метаморфизованы, разбиты на блоки, прорваны гранитными интрузиями.
Поднятия Широтного Приобья разбиты на узкие грабены. Грабены и прогибы Широтного Приобья образовались на стадии триасового рифтогенеза, который затронул большую часть Западной Сибири. Они заполнены пермско-триасовыми вулканогенно-осадочными отложениями мощностью от первых сотен метров в зоне Широтного Приобья до 1-2 км на севере Западной Сибири. В узких грабенах пермско-триасовые вулканогенно-осадочные породы не смяты в складки и сложены терригенно-обло-мочными породами.
Другого типа поднятия так называемого «фундамента» или «складчатого палеозойского основания» выделяются в пределах зон глубокого погружения мезозойского комплекса или по его бортам. Это, как правило, инверсионные поднятия палеозойского палеобассейна, проявленные в виде линейных валов. К ним можно отнести Уренгойский, Нурминский, Ямбургский и другие валы северной и восточной части Западно-Сибирской депрессии.
Эти поднятия лежат в зоне глубокого погружения кристаллического фундамента Западно-Сибирского бассейна. Под ними прогнозируются большие мощности палеозойского комплекса - до 4-5 и более км, а над ними картируются большие мощности мезозойского комплекса отложений. Общая мощность отложений до кристаллического фундамента прогнозируется до 14-15 км. Линейные зоны шириной до 200 км являются эпицентрами погружения осадочного бассейна в течение длительного периода
GEDRESURSY 2(61) 2015
64
А.В. Ступакова, А.В. Соколов, Е.В. Соболева, Т.А. Кирюхина, И.А. Курасов, Е.В. Бордюг Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений ...
Рис. 1. Схема тектонического районирования Баренцево-Карского шельфа (составлена А.В. Ступаковой, 2011). 1 - Восточно-Приновоземельское поднятие; 2 - Свердрупское поднятие; 3 - Салехардский выступ; 4 - Тильтимский выступ; 5 - Хашгорский мегавал; 6 - Чуальский выступ; 7 - Висимский мегавал; 8 - Пелымский мегавыступ; 9 - Тавдинский мегавыступ; 10 - Шаимский мегавал; 11 - Красноленинский свод; 12 - Северный свод; 13 - Сургутский свод; 14 - Нижневартовский свод; 15 - Александровский мегавал; 16 - Салымский мегавал; 17 - Верхнесалымский мегавал; 18 - Каймысовский свод; 19 - Средневасюганский мегавал; 20 -Парабельский мегавал; 21 - Демьянский мегавал; 22 - Пологрудовский мегавал; 23 - Пудинский мегавал; 24 - Тарский мегавал; 25
- Казанский выступ; 26 - Межовский мегавал; 27 - Старосолдатский мегавал; 28 - Нижнеомский мегавал; 29 - Тебисский мегавал; 30 - Новотроицкий мегавыступ; 31 - Калганский выступ; 32 - Белоостровский мегавал; 33 - Русановский мегавал; 34 -Скуратовский мегавал; 35 - Обручевский мегавал; 36 - Северо-Ямальский вал; 37 - Средне-Ямальский вал; 38 - Тамбейский вал; 39
- Нурминский мегавал; 40 - Гыданский свод; 41 - Геофизический свод; 42 - Адерпаютинский вал; 43 - Ямбургский мегавал; 44 -Русский вал; 45 - Уренгойский мегавал; 46 - Медвежий мегавал; 47 - Ямсовейский мегавал; 48 - Пырейская мегаседловина; 49 -Русско-Чассельский вал; 50 - Губкинский вал; 51 - Таркосалинский вал; 52 - Етыпурский мегавал; 53 - Харампурский вал; 54 -Вынгапурский мегавал; 55 - Тагринский мегавал; 56 - Варьеганский мегавал; 57 - Линейная мегаседловина; 58 - Ярудейский мегавал; 59 - Полуйский свод; 60 - Радомский мегавал; 61 - Сергинское куполовидное поднятие; 62 - Турсунский мегавал; 63 -Южно-Иусский мегавыступ.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ ННк ~1
2(61) 2015 ГЕРРЕСУРСы
A.V. Stoupakova, A.V. Sokolov, E.V. Soboleva, T.A. Kiryukhina, I.A. Kurasov, E.V. Bordyug Geological survey and petroleum potential of Paleozoic deposits ...
его геологической истории. Такая зона протягивается от Пыль-Караминского мегаантиклинория на юго-востоке Западной-Сибирской плиты на северо-запад в направлении Южно-Карской впадины (Уренгой-Колтогорская риф-товая система по В.С. Суркову; Западно-Сибирская сверхглубокая депрессия по Н.В. Шаблинской, 1984, Н.Я. Кунину, 1985, А.В. Ступаковой, 2011) (Рис. 2-4).
Палеозойские палеопрогибы прошли все стадии развития бассейна еще в палеозое: от раскола земной коры и активного погружения до стадии инверсии, образования пологих складок и значительной эрозии верхней части палеоразреза. Отложения палеозойского комплекса в этих палеопрогибах слабо дислоцированы, смяты в пологие складки и эродированы там, где они подверглись максимальной инверсии, т.е. на бортах и в центральной части палеозойского палеопрогиба. Эти впадины были впоследствии заполнены пермско-триасовыми вулканогенно-осадочными отложениями, что видно на временных сейсмических разрезах.
Палеозойские прогибы могли содержать нефтематеринские толщи и генерировать углеводороды по объемам, сопоставимым с запасами палеозойских бассейнов, таких как Тимано-Печорского, Волго-Уральского или Енисей-Хатангского. Наиболее благоприятные условия для генерации углеводородов в палеозойском бассейне Западной Сибири могли существовать в зоне их максимального погружения, т.е. в пределах Западно-Сибирской депрессии. В области поднятий Широтного Приобья возможные нефтегазоматеринские толщи могут быть приурочены к отложениям кембрийского и рифей-вендского возраста по аналогии с Сибирской платформой.
В предъюрский период все положительные структуры были выведены на поверхность и оставались выше уровня моря, в области эрозии, в течение длительного периода времени. В результате, в кровле палеозойско-каменноугольных терригенно-карбонатных отложений практически повсеместно присутствует кора выветривания, выше которой залегают юрские отложения, преимущественно глинистые,
1.000 1.500
1.000
1.500 2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
Рис. 2. Региональный сейсмогеологический профиль /-/“ (расположение см. рис. Р).
Рис. 3. Геологическая модель регионального сейсмического профиля /-/“.
Г 8CIENTIFICAND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESURSY 2(61) 2015
А.В. Ступакова, А.В. Соколов, Е.В. Соболева, Т.А. Кирюхина, И.А. Курасов, Е.В. Бордюг Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений ...
сформировавшиеся в период первой региональной трансгрессии морского бассейна на всю территорию ЗападноСибирского бассейна. Кора выветривания, перекрытая слабопроницаемой глинистой покрышкой, может быть рассмотрена в качестве потенциального резервуара, способного содержать и перемещать углеводороды.
Кроме того, в палеозойском комплексе резервуары могут формироваться и не вблизи эрозионной поверхности, за счет вторичных минералогических процессов, формирования трещиноватости. Такие процессы наиболее активно могут проходить в карбонатных толщах, к которым в Западной Сибири можно отнести нижне-средне палеозойские отложения. В том случае, если карбонатные породы максимально выведены под эрозионную поверхность, свойства резервуара только улучшаются.
Подобная зона выделяется вдоль Восточного склона Урала. В основании этих зон лежат глубокие палеозойские палеопрогибы. Они ограничены глубинными разломами и заполнены мощными слабо дислоцированными толщами палеозойского комплекса (складчатое основание) и вулканогенно-осадочными пермско-триасовыми породами (переходный комплекс). В связи с этим, общая мощность осадочных пород доюрского возраста в этих зонах достигает 8-10 км.
Источник углеводородов в палеозойских отложениях Западной Сибири. История взглядов нагенезис нефтей в отложениях палеозоя берет свое начало с конца 50-х годов XX века, когда был получен незначительный приток нефти из подошвы мезозойских отложений на Колпашев-ской площади в скв. 2-Р. Первые сведения о составе колпа-шевской нефти (метанового типа, практически без легких фракций, с очень большим количеством твердых парафинов) в связи с проблемой нефтегазоносности Западно-Сибирской плиты вызвали дискуссию о ее происхождении. Были выдвинуты две основные точки зрения об источнике нефти зоны контакта палеозойского складчатого основания и мезозойского осадочного чехла: 1) палеозойские отложения рассматриваются как самостоятельный нефтегенерирующий и нефтеаккумулирующий комплекс (Алескерова и др., 1960); 2) формирование залежей в па-
леозое связано с вышележащими мезозойскими толщами (Ростовцев 1958; Конторович, Стасова, 1964; Вышемирс-кий, 1971 и др.).
Представления об источнике нефти палеозойских залежей развивались с совершенствованием инструментальных методов исследования углеводородных флюидов и ОВ пород. С открытием в начале 70-х годов XX века залежей нефти в глубоко погруженных палеозойских отложениях на Малоичской и Верх-Тарской площадях существование собственно палеозойских нефтематеринских пород (НМП) уже не вызывало сомнений. Было установлено, что содержания С не одинаковое в различных стратиграфических комплексах палеозоя: в карбонатах среднего и нижнего девона, на границе девона и силура концентрации С в среднем составляют 0,26-0,41 % (Клещев, Шеин, 2004), в скв. Малоичская-4 на глубинах 2900-4168 м было выявлено несколько пачек глинистых известняков и доломитов с сапропелевым ОВ с концентрациями С более 0,5%. Дальнейшие исследования палеозойских отложений (Выше-мирский, 1998; Трофимук, 1975; Конторович и др., 1998) подтвердили их высокий генерационный потенциал, что наряду с данными об «умеренном» катагенезе (Запива-лов, 1979; Фомин, 1997,2004) позволили рассматривать их как самостоятельный нефтегенерирующий и нефтеаккумулирующий комплекс. В настоящее время большинство нефтяников сходятся во мнении, что НМП для нефтей палеозойских залежей могут служить в каждом конкретном случае как внутрипалеозойские толщи, так и вышележащие мезозойские (Трофимук, Вышемирский, 1975; Верховская, Лебедева, 1981; Голышев и др., 1991; Рыжкова, Бадмаева, 1994; Лопатин, Емец, Симоненкова, 1997; Конторович, и др., 1998; Костырева, 2005).
В лаборатории геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова были проанализированы нефти, полученные как из палеозойских отложений, так и из вышележащих юрских отложений. Палеозойские нефти были получены из скважин Северо-Останинская-7, Еллей-Игайс-кая-2, Верх-Тарская-3, Малоичская-2 и 6, Калиновая-6, Нижнетабаганская-4 и17, Южно-Табаганская-130, Урман-ская-2. Юрские нефти были проанализированы из сква-
Рис. 4. Палеозойский прогиб в зоне сочленения Западно-Сибирского бассейна и Таймырской складчатой системы. (Линия профиля 11-11“ и условные обозначения показаны на рис. 1).
2(61) 2015
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
ГЕЦРЕСУРСЫ
67
A.V. Stoupakova, A.V. Sokolov, E.V. Soboleva, T.A. Kiryukhina, I.A. Kurasov, E.V. Bordyug Geological survey and petroleum potential of Paleozoic deposits ...
жин Вартовская-300, Верх-Тарская-2, Столбовая-Р-1, Южно-Табаганская-23, Нижнетабаганская-17 (Табл. 1). Представленные в таблице 1 образцы нефтей были исследованы методом хромато-масс-спектометрии, полученные данные проинтерпретированы с позиции биомаркерного анализа, по 8-ми из них был выполнен также анализ изотопного состава углерода насыщенной и ароматической фракций. В результате было выделено четыре типа нефтей, определены генетические связи этих нефтей и прослежены источники их генерации.
Установлено, что в отдельных случаях нефть коры выветривания и нефть юрских отложений могут иметь единый источник в юрских нефтематеринских толщах. Так нефтематерискими толщами для нефти из коры выветривания палеозоя Северо-Останинского месторождения и нефти из песчаников тюменской свиты Вартовского месторождения, вероятно, являются аргиллиты тогурской свиты нижней юры и/или глинистые прослои тюменской свиты средней юры.
В других случаях состав нефти свидетельствует о ее генезисе из палеозойских отложений. Предполагаемым источником нефти Еллей-Игайского, Малоичского, Верх-не-Тарского месторождений являются нижнедевонские морские НМП карбонатного и глинисто-карбонатного со-
става, вероятно, кыштовской свиты и ее возрастного аналога - лесной свиты (лохковский ярус нижнего девона D l).
При анализе образцов палеозойской нефти Калинового месторождения было сделано предположение о генерации ее отложениями баженовской свиты, так как по данным биомаркерного анализа эти нефти были генерированы морскими глинистыми нефтематеринскими породами с сапропелевым органическим веществом. Однако подобное органическое вещество может содержаться и в доманикоидных отложениях чагинской свита верхнего де-вона^ЕИт).
Также отмечались нефти смешанного типа, возможными источниками которых являются девонские морские нефтепроизводящие породы и тогурские аргиллиты и/или тюменские глинистые породы - для нефтей залежей выступов палеозойского фундамента Нижнетабаганского, Южно-Табаганского и Урманского месторождений.
Все изученные образцы имеют биомаркерные признаки участия морского органического вещества (ОВ) в формировании нефти. Исключение составляет нефть коры выветривания палеозоя Северо-Останинского месторождения, имеющая молекулярные признаки континентального гумусового ОВ в качестве своего источника.
Северо-Останинская нефть имеет повышенное содер-
№ п/п Площадь, месторождение № СКВ. Интервал, м Возраст Горизонт, свита Литология коллектора Тип нефти, генезис НМП
1 Северо-Останинское 7 2794-2810 pz,d2 пластМ Доломитизированные известняки I - континентальное гумусовое ОВ
2 Вартовское 330 2556-2574 h пласт Ю6, тюменская свита Песчаники
3 Еллей-Игайская 2 3800-4100 PZ, D2ef Внутри PZ Органогенные известняки II морское ОВ, вероятно карбонатные НМП
4 Верх-Тарское 3 2692-2704 PZ, D3 пласт М Органогенные известняки
5 Малоичское 2 2842-2849 pz,d2 пласт М, Известняки
6 Малоичское 6 2776-2880 pz,d2 пласт М] Известняки
7 Калиновое 6 2970-2980 PZ, D3fr пластМ Известняки глинисто-кремнистые Ш морское ОВ
8 Верх-Тарское 2 2474-2493 b юД васюганская свита Песчаники
9 Столбовое Р-1 2594-2595 b юД васюганская свита Песчаники
10 Южно-Т абаганское 23 2595-2632 J3 Юь васюганская свита Песчаники
11 Нижнетабаганское 16 2573-2589 J3 юь васюганская свита Песчаники IV смешанное ОВ или смесь нефтей из 2-х источников
12 Нижнетабаганское 17 3042-3052 PZ пласт М, Карбонаты
13 Нижнетабаганское 4 3068-3080 PZ, Civ — sp пласт М1/10 Карбонаты
14 Южно-Т абаганское 130 2981-3012 PZ, D пласт М3/1 Карбонаты
15 Урманское 2 3091-3101 PZ, D3fr пласт M+Mj Карбонаты
Табл. 1. Изученные образцы нефтей.
SCIENTIFICAND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESURSY
2(61) 2015
А.В. Ступакова, А.В. Соколов, Е.В. Соболева, Т.А. Кирюхина, И.А. Курасов, Е.В. Бордюг Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений ...
Рис. 6. Определение типа исходного ОБ и фациальные условия накопления нефтематеринских пород изученным нефтей по соотношению стера-нов С27-С29 (номера образцов соответствуют табл. 1) (по Peters, Moldowan, 1993).
Рис. 5. График Кеннона-Кессоу. Определение фациальным условий седиментогенеза и окислительно-восстановительным условий раннего диагенеза исходным нефтематеринских пород по соотношению биомаркеров нефтей (номера образцов соответствуют табл. 1).
жание высокомолекулярных н-алканов, максимум распределения которых приходится на н-С21 , что характерно для смешанного исходного органического вещества с высокой долей высшей растительности. Отсюда и высокие значения коэффициентов н-С27/н-С17=0,98 и TAR=(hC27+hC29+hC31)/(hC15+hC17+hC19)=0,7 (terrigenous/ aquatic ratio). Отношение пристанак фитану (Pr/Ph) составляет около 3,5, что указывает на относительно окислительных условиях раннего диагенеза исходных НМП, т.к. эти УВ имеют своим источником непредельный спирт фитол, который в окислительных условиях преобразуется в пристан (i-C19), а в восстановительных - в фитан (i-C20). Относительно окислительные условия раннего диагенеза НМП присущи континентальным условиям прибрежной равнины.
Для определения фациальных обстановок накопления исходного ОВ и условий раннего диагенеза использовались соотношения Рг/н-С17и РЬ/н-С18. На графике Кенно-на-Кессоуна отражена степень катагенетической зрелости нефти (Рис. 5). По этим соотношениям нефть залежи пласта М Северо-Оста-нинского месторождения генерирована постзрелым ОВ озерно-болотного (дельтового) генезиса, преобразование которого в раннем диагенезе происходило в относительно окислительных условиях.
Для установления типа исходного ОВ и фациальных условий его накопления важнейшую роль играет распределение гомологов стеранов и моноароматических стероидов С27,
С28, С29. Биологическими предшественниками стеранов и стероидов являются непредельные стеролы, относительное содержание которых соотносится с составом липоидов живого вещества разных видов биопродуцентов. Пре-
обладание этилхолестана С29 указывает на значительный вклад наземной растительности в формирование ОВ НМП, тогда как преобладание стеранов С27 и С28 - на ведущую роль морского фитопланктона и зоопланктона. Содержание метилхолестана С28 обычно невелико, но в случае его преобладания можно предполагать значительный вклад озерной растительности. Распределение стеранов в изученных нефтях отображено на треугольной диаграмме, предложенной К. Петерсом и Дж. Молдованом (1993), где показаны области, соответствующие нефтематеринским породам (НМП) разного генезиса. Северо-Останинская нефть и нефть Елей-Игайской скважины в преобладающем количестве содержит этилхолестан (С29 >70% на сумму гомологов), что показывает большой вклад гумусовой континентальной органики в исходное ОВ НМП. (Рис. 6). Распределение моноароматических стероидов С27 29 и три-ароматических С26 28 стероидов, образующихся из моноароматических в более жестких термодинамических условиях, в целом повторяет картину распределения стеранов и имеет тот же интерпретационный смысл.
По мнению ряда исследователей, в ОВ морского генезиса в составе трициклических терпанов - хейлантанов -
Рис. 7. Изотопный состав углерода насыщенной и ароматической фракций палеозойских нефтей (условныге обозначения см. рис. 5).
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
2(61) 2015 ГЕПРЕСУРСЫ ЖЁШ
A.V. Stoupakova, A.V. Sokolov, E.V. Soboleva, T.A. Kiryukhina, I.A. Kurasov, E.V. Bordyug Geological survey and petroleum potential of Paleozoic deposits ...
преобладают УВ состава C23-C26, а континентального -С19-С20 (Peters et al., 2005). На основании этого, в качестве генетического параметра используется трициклановый индекс 2Z(C19-C20)/Z(C23-C26). Его значение для уже упомянутых нефтей составляет больше 1,что также свидетельствует о континентальном гумусовом исходном ОВ.
Образование в значительных количествах гомогопана С35 (гомогопановый индекс, С35/ЕС31_35) происходит в восстановительных обстановках в раннем диагенезе (Peters et al., 2005). Поэтому низкие содержания гомогопана С35 в нефтях (около 8% от суммы гомогопанов) косвенно указывают на субокислительные обстановки накопления и захоронения исходного ОВ НМП.
Также в нефти Северо-Останинского месторождения наблюдается относительное обогащение по сравнению с другими нефтями тяжелым стабильным изотопом углерода (813C = -28%о) (Рис. 7), что подтверждает вывод о значительном вкладе высшей растительности в исходное ОВ. Таким образом, наиболее вероятным источником нефти пласта М Северо-Останинского месторождения является НМП континентального генезиса со значительной долей гумусового ОВ, накопившегося в прибрежно-дельтовых или озерно-болотных условиях с субокислительной обстановкой раннего диагенеза. В таких условиях накапливались нефтематеринские отложения тогурской (J t) и/или тюменской (J t - Jk ) свиты, по-видимому, являющиеся источником флюидов в данном случае.
Определенные сходства распределения биомаркеров и изотопного состава имеют образцы нефтей из пласта М верхних горизонтов палеозоя Малоичского (скв. 2, 6) и пласта М Верх-Тарского месторождения и нефть внутрипалеозойского резервуара Еллей-Игайского месторождения (Табл. 1). Максимум распределения н-алканов этих нефтей приходится на н-С12 , что характерно для планк-тоно-бактериогенного исходного ОВ, которое накапливалось в морских водоёмах. Соотношение н-С27/н-С17иТЛР. менее 0,5, что также присуще морскому водорослевому ОВ. На диаграмме Кеннона-Кессоу (Рис. 5) эти образцы попадают в область лагунных и мелководно-морских фациальных условий седиментогенеза и относительно восстановительных условий раннего диагенеза исходных НМП. Отношение Pr/Ph для данного типа составляет от 1,02до 1,77.
В образцах Малоичской и Верх-Тарской нефти отмечено преобладание этилхолестанов (Рис. 6). Также преобладают моноароматические и триароматические стероиды С и С28, которые составляют около 60% на сумму гомологов. Такая картина распределения характерна не только для фанерозойских нефтей, исходное ОВ которых содержало некрому высшей растительности, но и для многих докембрийских и раннепалеозойских нефтей, образовавшихся из ОВ прокариот (например, сине-зеленых водорослей - цианобактерий) и простейших эукариот. Возможно, экологические ниши с подобным липидным комплексом живого вещества сохранились в раннем палеозое, во всяком случае в обстановках накопления карбонатных формаций (Конторович и др., 1998).
Подобное преобладание этилхолестана и его ароматических производных в древних нефтях и битумоидах к настоящему времени хорошо известно, поэтому натреуголь-ных диаграммах распределения гомологов стеранов и со-
ответствующих ароматических стероидов С27 , предложенных авторами Peters, Moldowan ( 2005), нефти Малоичского и Верх-Тарского месторождений попадают в область морского ОВ НМП возрастом более 350 млн. лет (Рис. 6), что соответствует девонскому периоду. По-видимому, авторам диаграмм известны среднепалеозойские морские нефти и ОВ с большим количеством этилхолестана.
В отечественной литературе подобное распределение стеранов отмечается в докембрийских нефтях и битумоидах морского генезиса Сибирской и Русской платформы (Баженова, Арефьев, 1998). В нефтях палеозойских залежей Малоичского месторождения (скв. 4, инт. 3580-3620 и 3900-4600 м, D ) отмечается также преобладание этилхолестана (50%) (Воробьева и др., 1992). Аналогичные повышенные концентрации этилхолестана отмечены Е.А. Ко-стыревой (2005) в битумоидах елогуйской свиты кембрия в скв. Лемок-1, находящейся в пределах Предъенисейской зоны нефтегазонакопления. По мнению сибирских ученых (Костырева, 2005), источником нафтидов в кембрийских отложениях являются верхнепротерозойские НМП. В пределах рассматриваемого нами района в составе биту-моидов карбонатных пород нижнего девона Кильсинской и Герасимовской площадей установлено преобладание этилхолестана во фракции стеранов (до 49%, Костырева, 2005), что позволяет предположить генерацию изученных нами образцов подобными НМП.
В исследованных образцах Верх-Тарского (скв.3,2692-2704 м), Малоичского (скв. 2,2842-2849 м) и Еллей-Игайского (скв. 2, 3800-4100) месторождений во фракции алканов (m/z 182) была идентифицирована гомологическая серия 12-метилалканов (12М), известная также для ряда древних нефтей Восточной Сибири, Южного Омана, ри-фейских нефтей Русской плиты. Предшественником гомологических серий 12М-алканов (С24 30) и 13М-алканов (С26 ) послужила 12,13-метилентетракозановая кислотали-пидовпротерозойскихцианобактерий. Концентрации 12М-алканов в изученных палеозойских нефтях заметно ниже, чем в истинно «древних» нефтях Сибири. Однако, присутствие этой гомологической серии заставляет задуматься о генезисе нефтей палеозоя Западной Сибири, и предположить, что либо их состав формировался с участием подтока УВ из допалеозойских отложений, либо специфические организмы протерозоя эволюционировали в палеозой. Следует отметить, что в следовых концентрациях 12М-, 13М-алканы были обнаружены в нафтидах кембрийских отложений тыйской (Gj), аверинской (Gj) и елогуйской (С2) свит скважины Лемок-1, расположенной в Предъенисейской зоне восточнее рассматриваемого нами района (Костырева, 2005). Не исключено, что подобные следовые концентрации этих специфических изоалканов в изучаемых нами нефтях второго типа имеют тот же источник, что и в нафтидах скв. Лемок-1, т.е. докембрийский, хотя в истинно докембрийских нефтях Сибирской платформы концентрации 12М-,13М-алканов существенно выше, чем отмеченные нами.
Еще одной особенностью палеозойских нефтей Малоичского и Верх-Тарского месторождений является повышенное значение коэффициента H29ab/H30ab, т.е. соотношение адиантана С29 и гопана С30, а также повышенная концентрация тетрациклического терпана С24 относительно гопана С30 (коэффициент Т24/H30ab). Такие соотноше-
7
1 GEDRESURSY
2(61) 2015
А.В. Ступакова, А.В. Соколов, Е.В. Соболева, Т.А. Кирюхина, И.А. Курасов, Е.В. Бордюг Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений ...
ния свидетельствуют о наличии карбонатного материала в составе исходной НМП. Также о преимущественно карбонатном составе исходной НМП свидетельствует повышенное содержание дибензотиофена относительно фенан-трена, характерное для малоичской нефти скв. 6.
Глинистые минералы-алюмосиликаты, по-видимому, тоже входили в состав исходных НМП, давших начало палеозойским флюидам Еллей-Игайского, Малоичского и Верх-Тарского месторождений, так как данные образцы содержат диастераны (повышенное их количество в Ел-лей-Игайском образце).
Палеозойские нефти Еллей-Игайского (813C = -30%о), Малоичского и Верх-Тарского (813C = -31%) месторождений более обогащены легким изотопом углерода (Рис. 7) по сравнению с другими палеозойскими нефтями, в чем схожи с протерозойскими нефтями Восточной Сибири (например, Оморинского и Куюмбинского месторождений), а также нафтидами из отложений кембрия скв. Ле-мок-1 (813C = -(33-34%) (Костырева, 2005). Изотопный состав говорит о вкладе морской органики в исходное ОВ и/ или о более древних НМП (Неручев,1998).
Таким образом, источником изучаемых нефтей - Верх-Тарское (скв. 3, 2692-2704 м), Малоичское (скв.2, 28422849 м и скв.6,2776-2880 м) и Еллей-Игайское (скв. 2,38004100 м) - по-видимому, было морское планктоно- и бакте-риогенное ОВ палеозойских НМП со значительной долей карбонатной составляющей, по крайней мере в случае верх-тарской и малоичских нефтей. Скорее всего, учитывая территориальную близость этих месторождений и сходство геологического строения, можно утверждать, что нефти верхних горизонтов палеозоя имеют один источник, связанный с девонскими отложениями. Вероятно, этим источником являются отложения низов кыштовской свиты (D l), потенциал которой оценивается положительно. Еллей-Игайская нефть, по-видимому, генерирована также НМП морского генезиса, но уже с другим составом захороненной биоты, т.к. в этой нефти не отмечено преобладание стерана С29 и его ароматических производных.
Интересная картина распределения биомаркеров выявлена при изучении образца нефти зоны контакта юры и палеозоя Калинового месторождения (скв. 6,2970-2980 м). На диаграмме Кеннона-Кессоу по соотношению алканов она попадает в среднюю область морских условий седи-ментогенеза и восстановительной обстановки раннего диагенеза НМП (Рис. 5). Распределение стеранов указывает на сапропелевое ОВ морских глинистых НМП (Рис. 6). На треугольных диаграммах распределения стеранов и стероидов области, соответствующие глинистым и карбонатным НМП, перекрываются, но, учитывая другие биомаркерные параметры (большое количество диастеранов, коэффициент Т24/Н30аР менее 0,1) и геологическое строение «палеозойских» месторождений, можно предположить скорее глинистую исходную НМП.
В нефти из Калинового месторождения зафиксировано наличие 28,30-бисноргопана, что говорит об исходном морском ОВ обогащенном бактериальным, накапливавшемся в восстановительной обстановке; на это же указывает высокое значение соотношения гомогопанов С35/С34 - более 1. Углеводородный состав Калиновой нефти указывает, что их источником служило, по-видимому, сапропелевое ОВ глинистой НМП, захоронившееся в мор-
ских бассейнах; условия ранней фоссилизации были восстановительные.
Можно отметить, что такая картина распределения биомаркеров весьма характерна для флюидов, генерированных баженовской свитой (J tt-K b3) c морским гумусово-сапропелевым типом ОВ. По данным анализа нефтей Западно-Сибирского НГБ, проведенного в МГУ, похожее распределение н-алканов характерно для битумоидов и нефтей баженовской свиты (с учетом «сдвига» - в биту-моидах максимум приходится на область С17-С19).
По мнению ряда авторов (Клещев, Шеин, 2004), проникновение юрской нефти в доюрское основание - с геологических позиций весьма сложный процесс, т.к. флюидообмен между палеозойскими и мезозойскими породами отмечается только на локальных участках и лишь в зоне непосредственного контакта между ними. Палеозойская нефть Калинового месторождения имеет очевидное сходство с нефтями баженовской свиты; также можно отметить ее сходство по многим параметрам с нефтью Еллей-Игайского месторождения из внутри палеозойского коллектора (нС27/нС17, TAR, Pr/Ph, процентное содержание гомологов стеранов и моноароматических стероидов, наличие 28,30-бисноргопана).
В коллектор зоны дезинтеграции пород палеозоя возможен и очень вероятен подток флюидов из нефтепроизводящих отложений морского генезиса самого палеозоя. Учитывая сходство на молекулярном уровне калиновой (PZ) столбовой нефти (скв. Р-1,инт. 2594-2595, J , васюган-ская свита, изучена для сравнения), источником которой являются баженовские карбонатно-глинисто-кремнистые породы, следуя методу аналогии молекулярного состава, нужно рассматривать в качестве источника палеозойских нефтей отложения, фациальные обстановки накопления которых были схожи с обстановкой накопления баженовской свиты. Поэтому, скорее всего, в генерации калиновой нефти сыграли роль глинистые известняки и кремнистые аргиллиты чагинской свиты (Df-fm), подстилающие кору выветривания наКалиновой площади. Известно, что отложения этой свиты отнесены к бассейновому (депрессионному) типу девонского разреза, в котором значительную роль играют глинистые и глинисто-кремнистые породы спокойных обстановок осадконакопления. Таким образом, обстановка осадконакопления в позднем девоне во многом схожа с обстановкой волжского века поздней юры. Чагинскую свиту, учитывая возраст - D f для нижней подсвиты, сложенной черными кремнистыми тентакулитовы-ми известняками и аргиллитами, кремнями и радиоляритами; и D3fm для верхней подсвиты, сложенной чередующимися тонкослоистыми кремнистыми породами - аргиллитами, известняками и радиоляритами - можно считать доманикоидными отложениями, по-видимому, содержащими ОВ с характерной для доманика захороненной биотой. Изученная нами палеозойская нефть Калинового месторождения по распределению алканов, стеранов и гопанов схожа с нефтями, генетически связанными с до-маниковыми фациями франа Тимано-Печорского бассейна (по данным Клименко С.С., Анищенко Л.А., 2010).
Нефти коры выветривания палеозоя Урманского (скв.2, 3091-3103 м), пласта М Нижнетабаганского (скв.4, 30683080 м и скв.17,3042-3052) и Южно-Табаганского (скв.130, 2981-3012 м) месторождений демонстрируют сходство
2(61) 2015
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
ГЕЦРЕСУРСЫ
A.V. Stoupakova, A.V. Sokolov, E.V. Soboleva, T.A. Kiryukhina, I.A. Kurasov, E.V. Bordyug Geological survey and petroleum potential of Paleozoic deposits ...
распределения биомаркеров как с образцом Северо-Ос-танинского месторождения, источником которой является континентальное гумусовое ОВ, так и с нефтями палеозойских залежей, для которых предполагаются морские глинистые и глинисто-карбонатные НМП (Рис. 5, 6, 7).
В образце палеозойской нефти Нижнетабаганского (скв. 4, 3068-3080 м, обр. №13) месторождения, как и в палеозойских нефтях Калинового и Еллей-Игайского месторождений идентифицирован 28,30-бисноргопан, что свидетельствует о вкладе исходного бактериального ОВ. Предполагается, что предшественником 28,30-бисноргопана могут быть хемотрофные бактерии, растущие на границе раздела окислительно-восстановительных условий среды (Peters et al., 2005). Еще одной особенностью этой нефти является повышенное содержание гопана С29 по сравнению с С30- коэффициент Н29ар/Н30аР = 1,04, что свидетельствует о примеси карбонатной составляющей в исходной НМП, об этом же говорят и высокие значения соотношения гопанов H31R/H30aP = 0,7. Вполне уместно предполагать, что источником нефти в верхних горизонтах палеозоя Нижнетабаганского месторождения служат палеозойские отложения, с которыми также генетически связаны Калиновая и/или Еллей-Игайская нефти.
Палеозойские нефти Урманского, Нижне- и Южно-Табаганского месторождений, как и нефть Калинового месторождения имеют 813C= -29-30%о (Рис. 7), что характерно для смешанного и морского исходного ОВ, в том числе и баженовского генотипа (Неручев и др., 1998).
Подводя итоги, можно предположить, что нефти зоны контакта палеозойских и юрских отложений Урманского, Нижне- и Южно-Табаганского месторождений генерированы ОВ смешанного типа, либо же представляют собой смесь флюидов из 2-х источников: того, что участвовал в генерации Северо-Останинской нефти, т.е. предположительно юрской НМП континентального генезиса со значительным вкладом гумусового или гумусово-сапропелевого озерного ОВ, и того источника, что продуцировал нефти Калинового месторождения - палеозойской НМП морского генезиса.
Формирование резервуаров и развитие зоны коры выветривания и эрозии доюрских отложений. Залежи в доюрском комплексе большинства месторождений приурочены к терригенно-карбонатным породам, попавшим в зону регионального размыва на контакте с перекрывающими отложениями верхнего палеозоя и мезозоя, где они изменены гипергенными процессам. Важную роль при этом играют и тектонические процессы, что привело к формированию трещиноватых зон, распространявшихся, по-видимому, на всю глубину разреза. Последние приводят к образованию довольно мощных (до 100-200 м) кор выветривания и кавернозных пород. Это позволяет нам при оценке перспектив палеозойских отложений Колто-горского прогиба учитывать два основных параметра: положение эрозионной поверхности под подошвой юрских трансгрессиных глинистых толщ и тектонические процессы, их направленность и интенсивность, которые приводят к формированию трещиноватых зон. Совокупное воздействие трещиноватости и выщелачивания привело к образованию неоднородных кавернозно-трещиноватых сред, благоприятных для формирования скоплений углеводородов или для их миграции в ловушки.
Эти процессы были хорошо изучены на Урманском, Арчинском и Малоическом месторождениях (Багринце-ва, 1989). В скважинах, вскрывших карбонатные отложения палеозоя, установлены породы-коллекторы порово-трещинного и каверно-трещинного типов, приуроченные к зонам наибольшей доломитизации. При этом суммарная эффективная толщина кавернозно-трещиноватой среды достигает 20-30 м. Пористость колеблется от 6 до 15 %. Емкость каверно-поровых пород за счет трещиноватости увеличивается на 1-2 %.
Продуктивная толща Урманского нефтяного месторождения представлена разнофациальными карбонатными отложениями, значительно преобразованными вторичными процессами перекристаллизации, анкеритизации и др. В скважинах вскрыта карбонатная толща и отложения «коры выветривания» франского и фаменского ярусов верхнедевонского отдела. Исследованные образцы представлены доломитами, известняками и переходными разностями, а также бокситами. К продуктивным нефтяным отложениям отнесены только породы «коры выветривания» - бокситы.
Первоначально исследуемые отложения представляли собой высокопористые органогенные породы. В основной кристаллической массе различаются реликты организмов очень плохой сохранности, среди которых иногда удается диагностировать обрывки водорослей, членики криноидей и остатки кораллов. Отмечается типичная микрослоистость, характерная для строматолитов. Форменные компоненты имеют в основном мелко-среднезернистую размерность.
Моделирование процессов образования углеводородов в пределах Колтогорского прогиба. При моделировании процессов формирования скоплений углеводородов на региональном сейсмо-геологическом разрезе было учтено следующее (Рис. 2, 3).
- Региональный профиль проходит через поднятия Широтного Приобья, где мощность палеозойских отложений не превышает 1-3 км, и крупный палеозойских прогиб, палео-Пыль-Караминский, расположенный на востоке, где мощность палеозойских отложений может достигать 5-7 километров.
- В направлении центральной части прогиба блоки фундамента ступенчато погружаются. При этом в кровле палеозойских отложений над каждым блоком картируются антиклинальные поднятия, формирование которых видимо связано со структурной перестройкой на рубеже пермско-триасового и юрского периодов.
- Природа поднятий в центральной части палеозойского прогиба инверсионная, так как поднятия сформировались в зоне максимальных мощностей палеозойских отложений с возможным развитием складчатости.
- В истории геологического развития региона существовало как минимум два крупных этапа структурной перестройки региона, предъюрский и постсеноманский, с которыми были связаны подъем территории с амплитудой от 1 до 2 км, и последующий размыв отложений.
- Зона палеозойского прогиба осложнена триасовым рифтогенезом, в результате которого сформировались узкие, линейные грабен-рифты Уренгой-Колтогорской системы.
- Триасовый рифтогенез и последующая постсеноман-
SCIENTIFICAND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESURSY
2(61) 2015
А.В. Ступакова, А.В. Соколов, Е.В. Соболева, Т.А. Кирюхина, И.А. Курасов, Е.В. Бордюг Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений ...
Рис. 8. Показатели насыщения УВ и пути их миграции на профиле /-/".
ская инверсия обусловили наличие глубинных региональных разломов, прорывающих всю толщу осадочных пород вплоть до сеноманских отложений. Эти разломы, видимо, являются барьерами для всех латеральных перемещений флюидов и каналами, благоприятными для вертикальной миграции флюидов.
Моделирование проводилось в программном пакете Temis Suite 2D V5.1.
Для оценки теплового режима развития бассейна использовалась модель положения границы Мохо в пределах основных тектонических элементов центральной части Западно-Сибирского бассейна. Для задания граничных условий температурной модели были использованы температура на поверхности и тепловой поток в основании литосферы. Для калибровки температурной модели были использованы значения современных замеренных температур Тюменской параметрической скважины №6 (Карасева и др., 1996). По литературным данным положение границы Мохо в среднем составляет 25-30 км в крупных региональных прогибах, к каким относятся центральная часть Западно-Сибирской депрессии. В зоне складчатости граница Мохо опускается до 50 и более километров, что можно предположить в зоне развития Пыль-Караминского анти-клинория. В зоне Широтного Приобья граница Мохо, скорее всего, будет соответствовать платформенной части, и ее положение может быть на глубине 38-45 км. Мощность базальтового слоя при этом может достигать 10-15 м. Мощность гранитного слоя, согласно схематической карте изопахит гранитного слоя, составленной Н.А. Беляевским и А.А. Борисовым, может меняться от 15 до 20 км.
В пределах регионального профиля в зоне Широтного Приобья и Приуральской моноклинали породы осадочного чехла, включая палеозойский осадочный комплекс, находятся в главной зоне нефтеобразования. В восточном направлении происходит погружение нефтематеринских толщ в термобарические условия, характерные для главной фазы газообразования. В центральной части палео-Пыль-Караминского прогиба большая часть возможно-нефтематеринских толщ уже вышла из главной зоны газообразования (Рис. 8).
Современная степень преобразованности силур-девон-ских НМТ во всем Пыль-Караминском прогибе достигает 90-100 % за исключением НМТ фаменского яруса, чья преобразованность в центральной части составляет около
60%, уменьшаясь к бортам до 40-50 %. Та же картина наблюдается для визейских НМТ нижнего карбона. НМТ башкирского яруса среднего карбона преобразованы в центральной части на 50-60 %, в бортовых частях - на 4050 %. Степень преобразованности верхнепермских НМТ составляет 40-45 % в центральной части прогиба и 2540 % на бортах прогиба. Степень преобразованности юрских НМТ варьирует от 30-50 % для нижне-среднеюрских, увеличиваясь в прогибе и уменьшаясь к бортам, и до 1020 % для верхнеюрских пород.
В связи с этим, можно предположить, что для палеозй-оских толщ существовали благоприятные условия для генерации жидких углеводородов на протяжении всего позднего палеозоя до мела включительно. За этот период времени могли накопиться значительные объемы углеводородов, которые впоследствии мигрировали и заняли наиболее благоприятные с точки зрения пустотного пространства ловушки.
Наибольшие показатели степени возможного насыщения палеозойских пород углеводородами выделяются на восточном борту Колтогорского прогиба в каменноуголь-ных-девонских отложениях, в каменноугольных толщах самого прогиба, а также в девонских и верхнекаменноугольных отложениях западного борта Колтогорского прогиба. При этом, исходя из результатов моделирования, возможные каменноугольные залежи западного борта прогиба могут образовывать единую залежь с вышележащими юрскими резервуарами.
Таким образом, предполагаемым источником палеозойской нефти могут служить девонские и каменноугольно-пермские морские НМП карбонатного и глинисто-карбонатного состава. Формирование нефтяных скоплений могло происходить с пермского периода и на протяжении большей части мезозоя. Тектонические процессы в предъюрский и в пост-сеноманский периоды сильно изменили характер процессов нефтегазообразования в палеозойских толщах и привели к расформированию или переформированию залежей углеводородов в палеозойском нефтегазоносном комплексе. Тектонические процессы изменили как тип резервуара с порового на порово-каверно-трещинный, так и тип наиболее распространенных ловушек от сводовых до структурных стратиграфически и тектонически экранированных.
В связи с этим, основными поисковыми признаками
2(61) 2015
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
ГЕЦРЕСУРСЫ
73
A.V. Stoupakova, A.V. Sokolov, E.V. Soboleva, T.A. Kiryukhina, I.A. Kurasov, E.V. Bordyug Geological survey and petroleum potential of Paleozoic deposits ...
возможных скоплений углеводородов в палеозойских отложениях являются зоны, обладающие пустотным пространством и способные аккумулировать в себе углеводороды. Наиболее благоприятными могут являться зоны формирования кавернозно-трещиноватых пород в зонах, подвергшихся тектонической перестройке, включая подъем территории и последующий размыв отложений с формированием эрозионной поверхности, затрагивающей несколько глубоких горизонтов. Такие зоны следует ожидать на склонах инверсионных поднятий, испытавших подъем и размыв значительной части палеозойских толщ. Разломная тектоника в этих зонах способствует формированию тектонически и стратиграфически экранированных ловушек, непосредственно под поверхностью мезозойских толщ.
Литература
Алескерова З.Т., Гуревич М.Н., Егоров С.В., Литвиненко И.В., Маковская Н.Е., Осыко Т.И. Геологическое строение и оценка перспектив нефтегазоносности западной половины Новосибирской области. Л.: ВСЕГЕИ. 19606. 270 с.
Багринцева К.И., Дмитриевский А.Н. Теоретические основы прогноза зон высокоемких карбонатных коллекторов в разнофациальных отложениях. Осадочные бассейны и нефтегазонос-ностъ. М. 1989. С. 136-146.
Баженова О.К., Арефьев О.А. Особенности состава биомаркеров докембрийского органического вещества Восточно-Европейской платформы. Геохимия. №3. 1998.
Биджаков В.И., Даненберг Е.Е., Иванов И.А., Тищенко Г.И. Нефтегазоносность верхней части палеозоя юго-востока Западно-Сибирской плиты. Нефтегазоносностъ Сибири и Далънего Востока. Тр. ИгиГ СО АН СССР. Вып. 513. 1981. С. 116-121.
Верховская Н.А., Лебедева Л.В. Изотопный состав углерода-органического вещества, битумоидов и нефтей морских отложений мезозоя и палеозоя юго-востока Западной Сибири. Тр. СНИ-ИГГиМС. 1981. Вып. 288. С. 56-64.
Воробьева Н.С., Земскова З.К., Пунанов В.Г. и др. Биометки нефтей Западной Сибири. Нефтехимия. №5. 1992.
Вышемирский B.C., Доильницын Е.Ф., Перцева А.П. и др. Палеозойские нефти в Западной Сибири. Нефтегазовая геология и геофизика. 1973. № 1. С. 33-35.
Вышемирский B.C., Запивалов Н.П., Бадмаева Ж.О., Клименко В.А., Доильницын Е.Ф., Дубатолов В.Н., Зингер A.C., Кунин Н.Я., Московская В.И., Перцева А.П., Рыжкова С.М., Сердюк З.Я., Фомин А.Н., Шугуров В.Ф., Ямковая Л.С. Органическая геохимия палеозойских отложений юга Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: Наука. 1984. 192 с.
Вышемирский В.С. Битуминозность палеозойских отложений Нюрольского бассейна Западной Сибири. Геология и геофизика. № 1. 1981. C. 3-9.
Вышемирский В.С. О возможной нефтегазоносности палеозоя Западно-Сибирской низменности. В книге: Проблемы нефтегазоносности Сибири. Новосибирск: Наука. 1971. C. 133-139.
Вышемирский В.С., Крылова В.Н., Рыжкова С.М., Шугуров В.Ф. Битуминозность палеозойских отложений на юго-востоке ЗападноСибирской плиты. Труды Института геологии и геофизики, Сибирское отделение АН СССР. 1977. Вып. 334. С. 58-68.
Голышев С.И., Лебедева Л.В. Особенности изотопного состава углерода палеозойских и мезозойских нефтей Западной Сибири. Геохимия. 1984. № 9. С. 1327-1334.
Дубатолов В.Н., Краснов В.И. Палеобиогеография ЗападноСибирского моря в девонский период. Геология и геофизика. № 4. 1993.
Запивалов Н.П. Геологические предпосылки и методы поисков залежей нефти в палеозое на юге Западной Сибири. Советская геология. № 3. 1979. C. 22-37.
Иванов И.А., Худорожков Г.П. и др. Нефтегазоносность палеозоя Томской области. В кн.: Новые данные по геологии и полезным ископаемым Западной Сибири. Томск. 1975. C. 29-34.
Иванов К.С. К стратиграфии кремнистых толщ Зауралья. Новые данные по геологии Урала и Средней Азии. Свердловск: УрО АН СССР. 1989. С. 28-36.
Карасева Т.В. и др. Основные научные результаты исследова-
ния Тюменской сверхглубокой скважины. В кн.: Тюменская сверхглубокая скважина. Результаты бурения и исследования. Пермь: КамНИИКИГС. 1996. 376 с.
Клещев К.А., Шеин В.С. Перспективы нефтегазоносности фундамента Западной Сибири. М.: ВНИГНИ. 2004. 214 с.
Клименко С.С., Анищенко Л.А. Особенности нафтидогенеза в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейна. Известия Коми научного центра Уральского отделения РАН. 2010. № 2. С. 61-69.
Конторович А.Э., Данилова В.П., Костырева Е.А., Стасова О.Ф. Геохимия и генезис палеозойских нефтей Западной Сибири. Геохимия. 1998. № 1. С. 3-17.
Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Геохимия юрских и палеозойских нефтей юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты и их генезис. Сб. науч. тр. Вып. 255. Новосибирск: СНИИГГиМС. 1977. С. 46-62.
Конторович А.Э., Стасова О.Ф., Фомичев А.С. Нефти базальных горизонтов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. Геология нефтегазоносных районов Сибири. Сборник научных трудов. Ред. Микуцкий С.П., Острый Г.Б. Новосибирск. 1964. Вып. 32. С. 27-39.
Костырева Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юговостока Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал “Гео”. 2005. 183 с.
Кунин Н.Я., Шейх-Заде Э.Р. Геономическая характеристика Западной Евразии. М.: ИФЗ. 1985.
Лопатин Н.В. Емец Т.П., Симоненкова О.И. Об источнике нефтей, обнаруженных в коре выветривания и кровле палеозойского фундамента на площадях Среднего Приобья. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 7. 1997.
Лопатин Н.В., Емец Т.П., Симоненкова О.И. Геохимические предпосылки поисков нефти и газа в глубокозалегающих юрских и триасовых отложениях Западной Сибири. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 4. 1997.
Неручев С.Г. Справочник по геохимии нефти и газа. Спб.: ОАО «Издательство «Недра». 1998. 576 с.
Ростовцев H.H. Западно-Сибирская плита. Тектоника нефтеносных областей. Т. 2. М.: Гостоптехиздат. 1958а. С. 299-340.
Ростовцев Н.Н. (ред.) и др. Оценка перспектив нефтегазоносности складчатого фундамента плиты. М: Госгеотехиздат. 1958. C. 255-261.
Рыжкова С.М., Бадмаева Ж.О. О природе нефтей палеозойского Нюрольского осадочного бассейна. Геология нефти и газа. № 9. 1990. C. 34-36.
Рыжкова С.М., Бадмаева Ж.О. О природе нефтей палеозойского Нюрольского осадочного бассейна. Геология нефти и газа. № 9. 1994.
Сурков В.С. и др. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты. М.: Недра. 1986. 149 с.
Трофимук A.A. Сорок лет борения за развитие нефтегазодобывающей промышленности Сибири. Новосибирск: Издательство СО РАН, НИЦ ОИГГМ. 1997. 369 с.
Трофимук А.А. Нефть и природный газ Сибири. Вестник АН СССР. 1964. № 6. С. 37-44.
Трофимук А.А., Вышемирский В.С. Перспектива нефтегазоносности палеозоя Западно-Сибирской плит. Геология нефти и газа. № 2. 1975. C. 1-7.
Трофимук А.А., Вышемирский В.С., Запивалов Н.П. Перспективы нефтегазоносности палеозоя юга Западно-Сибирской плиты. Геология и геофизика. № 7. 1972. C. 3-13.
Фомин А.Н. Катагенез органического вещества палеозойских отложений на юго-востоке Западно-Сибирской плиты. Геология и геофизика. № 6. 1997.
Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования в палеозойских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна. Геология и геофизика. 2004. Т. 45. № 7. С. 829-838.
Шаблинская Н.В. Роль рифтогенеза в формировании глубинной структуры Западно-Сибирской и Тимано-Печерской плит. Тектоника молодых платформ. М: Наука. 1984. С.7-15.
Шаминова М.И. Геохимические критерии нефтегазоносности палеозойских отложений Нюрольской структурно-фациальной зоны (Томская область). Автореф. дис. на соискание уч. ст. канд. геол.-мин. наук. Томск. 1998.
Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide. V.1. Cambridge University Press. 2005.
Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide. V.2. Cambridge University Press. 2006.
GEDRESURSY 2(61) 2015
74
А.В. Ступакова, А.В. Соколов, Е.В. Соболева, Т.А. Кирюхина, И.А. Курасов, Е.В. Бордюг Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений ...
Сведения об авторах
Антонина Васильевна Ступакова - доктор геологоминералогических наук, профессор, заведующий кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых Тел: +7(495)939-55-76
Александр Владимирович Соколов - генеральный директор ЗАО «Сибирская геологическая компания», кандидат геолого-минералогических наук
Елена Всеволодовна Соболева - кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых
Тамара Алексеевна Кирюхина - кандидат геолого-минералогических наук, доцент, ведущий научный сотрудник кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых Тел: +7(495)939-37-66
Иван Андреевич Курасов - аспирант кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых
Екатерина Васильевна Бордюг - кандидат геологоминералогических наук
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Геологический факультет 119234, Москва, ул. Ленинские горы, д.1
Geological survey and petroleum potential of Paleozoic deposits in the Western Siberia
A.V. Stoupakova, A.V. Sokolov, E.V. Soboleva, T.A. Kiryukhina, I.A. Kurasov, E.V. Bordyug
Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia, e-mail: [email protected]
Abstract. Geological structure and petroleum potential of Paleozoic in the West-Siberian oil and gas basin remains unstated and underestimated despite research projects conducted and hydrocarbon deposits discovered in Paleozoic sediments. This is attributed firstly to exploration works focused on Mesozoic oil and gas complex due to its high potential, and secondly to exiting tectonic model of the region where Paleozoic complex is included in folded basement or foundation.
According to sediment migration theory of hydrocarbon generation, the basement of the basin is not a source for hydrocarbon fluids, and therefore cannot be considered as an independent oil and gas complex with its own hydrocarbon source rocks and reservoirs. However, oil and gas deposits discovered in the basement of Western Siberia show inconsistency of currently existing hypotheses and models. Among them there are two major versions for hydrocarbon origin in Paleozoic - organic and inorganic theories. Geological structure and reservoir distribution in Paleozoic complexes is very specific and require a thorough analysis of all geological, geophysical and geochemical materials.
Keywords: Western Siberia, Paleozoic, weathering crust, oil and gas potential.
References
Aleskerova Z.T., Gurevich M.N., Egorov S.V., Litvinenko I.V., Makovskaya N.E., Osyko T.I. Geologicheskoe stroenie i otsenka perspektiv neftegazonosnosti zapadnoy poloviny Novosibirskoy oblasti [Geological structure and evaluation of the petroleum potential of the western half of the Novosibirsk region]. Leningrad: “VSEGEI” Publ. 1960b. 270 p.
Bagrintseva K.I., Dmitrievskiy A.N. Teoreticheskie osnovy prognoza zon vysokoemkikh karbonatnykh kollektorov v raznofatsial’nykh otlozheniyakh [Theoretical basis of high-carbonate reservoirs zones forecast in different facies sediments]. Osadochnye basseyny i neftegazonosnost’ [Sedimentary basins and oil and gas potential]. Moscow. 1989. Pp. 136-146.
Bazhenova O.K., Aref’ev O.A. Osobennosti sostava biomarkerov dokembriyskogo organicheskogo veschestva Vostochno-Evropeyskoy platformy [Peculiarities of biomarkers composition of Precambrian organic matter of the East European platform]. Geokhimiya [Geokhimiya]. № 3. 1998.
Bidzhakov V.I., Danenberg E.E., Ivanov I.A., Tischenko G.I. Neftegazonosnost’ verkhney chasti paleozoya yugo-vostoka Zapadno-
Sibirskoy plity [Oil and gas potential of the Upper Paleozoic southeast of the West Siberian Plate]. Neftegazonosnost’ Sibiri i Dal’nego Vostoka [Oil and gas potential of the Siberia and the Far East]. Proc. “IgiG SO AN SSSR ”. Is. 513. 1981. Pp. 116-121.
Dubatolov V.N., Krasnov V.I. Paleobiogeografiya Zapadno-Sibirskogo morya v devonskiy period [West Siberian Sea Paleobiogeography in the Devonian period]. Geologiya i geofizika [Geology and Geophysics]. № 4. 1993.
Golyshev S.I., Lebedeva L.V. Osobennosti izotopnogo sostava ugleroda paleozoyskikh i mezozoyskikh neftey Zapadnoy Sibiri [Features of the carbon isotopic composition of Paleozoic and Mesozoic oils of the West Siberia]. Geokhimiya [Geochemistry]. 1984. № 9. Pp. 1327-1334.
Fomin A.N. Katagenez organicheskogo veschestva paleozoyskikh otlozheniy na yugo-vostoke Zapadno-Sibirskoy plity [Catagenesis of Paleozoic sediments organic matter in the southeast of the West Siberian Plain]. Geologiya i geofizika [Geology and Geophysics]. № 6. 1997.
Fomin A.N. Katageneticheskie usloviya neftegazoobrazovaniya v paleozoyskikh otlozheniyakh Zapadno-Sibirskogo megabasseyna [Catagenetic conditions of oil and gas formation in Paleozoic West Siberian megabasin]. Geologiya i geofizika [Geology and Geophysics]. 2004. V. 45. № 7. Pp. 829-838.
Ivanov I.A., Khudorozhkov G.P. et al. Neftegazonosnost’ paleozoya Tomskoy oblasti [Oil and gas potential of the Tomsk region Paleozoic]. V kn.: Novye dannye po geologii i poleznym iskopaemym Zapadnoy Sibiri [New data on geology and mineral resources in Western Siberia]. Tomsk. 1975. Pp. 29-34.
Ivanov K.S. K stratigrafii kremnistykh tolsch Zaural’ya. Novye dannye po geologii Urala i Sredney Azii [Stratigraphy of siliceous strata of the Trans-Urals. New geology data of the Urals and Central Asia]. Sverdlovsk: “UrO AN SSSR”. 1989. Pp. 28-36.
Karaseva T.V. et al. Osnovnye nauchnye rezul’taty issledovaniya Tyumenskoy sverkhglubokoy skvazhiny [The main scientific results of the Tyumen super-deep well survey]. V kn.: Tyumenskaya sverkhglubokaya skvazhina. Rezul’taty bureniya i issledovaniya [Tyumen super-deep well. The results of drilling and exploration]. Perm: “KamNIIKIGS” Publ. 1996. 376 p.
Kleschev K.A., Shein V.S. Perspektivy neftegazonosnosti fundamenta Zapadnoy Sibiri [Oil and gas potential of the Western Siberia basement]. M.: “VNIGNI” Publ. 2004. 214 p.
Klimenko S.S., Anischenko L.A. Osobennosti naftidogeneza v Timano-Pechorskom neftegazonosnom basseyna [Naftidogenesis features in the Timan-Pechora basin]. Izvestiya Komi nauchnogo tsentra Ural’skogo otdeleniya RAN [News of the Komi Scientific Center, Ural Branch of Russian Academy of Sciences]. 2010. № 2. Pp. 61-69.
Kontorovich A.E., Danilova V.P., Kostyreva E.A., Stasova O.F. Geokhimiya i genezis paleozoyskikh neftey Zapadnoy Sibiri [Geochemistry and genesis of the Western Siberia Paleozoic oils]. Geokhimiya [Geochemistry]. 1998. № 1. Pp. 3-17.
2(61) 2015
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
ГЕОРЕСУРСЫ
A.V. Stoupakova, A.V. Sokolov, E.V. Soboleva, T.A. Kiryukhina, I.A. Kurasov, E.V. Bordyug Geological survey and petroleum potential of Paleozoic deposits ...
Kontorovich A.E., Stasova O.F. Geokhimiya yurskikh i paleozoyskikh neftey yugo-vostochnykh rayonov Zapadno-Sibirskoy plity i ikh genezis [Geochemistry of the Jurassic and Paleozoic oils of the West Siberian Plate southeastern regions and its genesis]. Collected papers. Is. 255. Novosibirsk: “SNIIGGiMS” Publ. 1977. Pp. 46-62.
Kontorovich A.E., Stasova O.F., Fomichev A.S. Nefti bazal’nykh gorizontov osadochnogo chekhla Zapadno-Sibirskoy plity [Basal horizons oils of the West Siberian Plate sedimentary cover]. Sbornik nauchnykh trudov: Geologiya neftegazonosnykh rayonov Sibiri [Geology of oil and gas regions of the Siberia. Collected papers]. Ed. Mikutskiy S.P., Ostryy G.B. Novosibirsk. 1964. Is. 32. Pp. 27-39.
Kostyreva E.A. Geokhimiya i genezis paleozoyskikh neftey yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri [Paleozoic oils geochemistry and genesis of the southeast of the Western Siberia]. Novosibirsk: “SO RAN”, “Geo” Publ. 2005. 183 p.
Kunin N.Ya., Sheykh-Zade E.R. Geonomicheskaya kharakteristika Zapadnoy Evrazii [Geonomic characteristic of Western Eurasia]. Moscow: “IFZ” Publ. 1985.
Lopatin N.V. Emets T.P., Simonenkova O.I. Ob istochnike neftey, obnaruzhennykh v kore vyvetrivaniya i krovle paleozoyskogo fundamenta na ploschadyakh Srednego Priob’ya [On the oil source found in the weathering crust and top of the Paleozoic basement in the Middle Ob areas]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Geology, geophysics and development of oil and gas fields]. № 7. 1997.
Lopatin N.V., Emets T.P., Simonenkova O.I. Geokhimicheskie predposylki poiskov nefti i gaza v glubokozalegayuschikh yurskikh i triasovykh otlozheniyakh Zapadnoy Sibiri [Geochemical background for oil and gas exploration in deep-Jurassic and Triassic sediments of the Western Siberia]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Geology, geophysics and development of oil and gas fields]. № 4. 1997.
Neruchev S.G. Spravochnik po geokhimii nefti i gaza [Reference book on geochemistry of oil and gas]. St.Petersburg: «Nedra» Publ. 1998. 576 p.
Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide. V.1. Cambridge University Press. 2005.
Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide. V.2. Cambridge University Press. 2006.
Rostovtsev H.H. Zapadno-Sibirskaya plita [West Siberian Plate]. Tektonika neftenosnykh oblastey [Tectonics of the oil-bearing areas]. V. II. Moscow: “Gostoptekhizdat” Publ. 1958a. Pp. 299-340.
Rostovtsev N.N. (ed.) et al. Otsenka perspektiv neftegazonosnosti skladchatogo fundamenta plity [Estimation of petroleum potential of the infolded basement slab]. Moscow: “Gosgeotekhizdat” Publ. 1958. Pp. 255-261.
Ryzhkova S.M., Badmaeva Zh.O. O prirode neftey paleozoyskogo Nyurol’skogo osadochnogo basseyna [On the nature of oils Nurol Paleozoic sedimentary basin]. Geologiya nefti i gaza [Oil and gas geology]. № 9. 1990. Pp. 34-36.
Ryzhkova S.M., Badmaeva Zh.O. O prirode neftey paleozoyskogo Nyurol’skogo osadochnogo basseyna [On the nature of oils Nurol Paleozoic sedimentary basin]. Geologiya nefti i gaza [Oil and gas geology]. № 9. 1994.
Surkov V.S. et al. Megakompleksy i glubinnaya struktura zemnoy kory Zapadno-Sibirskoy plity [Megacomplex and deep structure of the crust of the West Siberian Plain]. Moscow: “Nedra” Publ. 1986. 149 p.
Shablinskaya N.V. Rol’ riftogeneza v formirovanii glubinnoy struktury Zapadno-Sibirskoy i Timano-Pecherskoy plit. Tektonika molodykh platform [Role of rifting in the formation of deep structure of the West Siberian and Timan-Pechersk plates. Tectonics young platforms]. Moscow: “Nauka” Publ. 1984. Pp.7-15.
Shaminova M.I. Geokhimicheskie kriterii neftegazonosnosti paleozoyskikh otlozheniy Nyurol’skoy strukturno-fatsial’noy zony (Tomskaya oblast’). Avtoref. Diss. kand. geol.-min. nauk [Geochemical criteria of petroleum potential of the Paleozoic sediments in the Nurol structural-facies zone (Tomsk region). Abstract Cand. geol. and min. sci. diss.]. Tomsk. 1998.
Trofimuk A.A. Sorok let boreniya za razvitie neftegazodobyvayuschey promyshlennosti Sibiri [Forty years of fighting for the development of oil and gas industry in Siberia]. Novosibirsk: “SO RAN, NITs OIGGM” Publ. 1997. 369 p.
Trofimuk A.A. Neff i prirodnyy gaz Sibiri [Oil and natural gas in
Siberia]. Vestnik AN SSSR [Bulletin of the USSR Academy of Sciences]. 1964. № 6. Pp. 37-44.
Trofimuk A.A., Vyshemirskiy V.S. Perspektiva neftegazonosnosti paleozoya Zapadno-Sibirskoy plit [Oil and gas potential of the Paleozoic West Siberian Plain]. Geologiya nefti i gaza [Oil and gas geology]. №2. 1975. Pp.1-7.
Trofimuk A.A., Vyshemirskiy V.S., Zapivalov N.P. Perspektivy neftegazonosnosti paleozoya yuga Zapadno-Sibirskoy plity [Paleozoic petroleum potential in the South of the West Siberian Plain]. Geologiya i geofizika [Geology and Geophysics]. №7. 1972. Pp. 3-13.
Verkhovskaya N.A., Lebedeva L.V. Izotopnyy sostav uglerodaorganicheskogo veschestva, bitumoidov i neftey morskikh otlozheniy mezozoya i paleozoya yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri [Isotopic composition of hydrocarbon organic matter, bitumen and oils of marine sediments of the Western Siberia Mesozoic and Paleozoic southeast]. Proc. “SNIIGGiMS”. 1981. Is. 288. Pp. 56-64.
Vorob’eva N.S., Zemskova Z.K., Punanov V.G. et al. Biomarkers of the West Siberian oils. Neftekhimiya [Petroleum Chemistry]. № 5. 1992. Pp. 405-420. (In Russian)
Vyshemirskiy B.C., Doil’nitsyn E.F., Pertseva A.P. et al. Paleozoyskie nefti v Zapadnoy Sibiri [Paleozoic oils in the Western Siberia]. Neftegazovaya geologiya i geofizika [Petroleum Geology and Geophysics]. 1973. № 1. Pp. 33-35.
Vyshemirskiy B.C., Zapivalov N.P., Badmaeva Zh.O., Klimenko V.A., Doil’nitsyn E.F., Dubatolov V.N., Zinger A.C., Kunin N.Ya., Moskovskaya V.I., Pertseva A.P., Ryzhkova S.M., Serdyuk Z.Ya., Fomin A.N., Shugurov V.F., Yamkovaya L.S. Organicheskaya geokhimiya paleozoyskikh otlozheniy yuga Zapadno-Sibirskoy plity [Organic geochemistry of Paleozoic deposits in the South of the West Siberian Plate]. Novosibirsk: “Nauka” Publ. 1984. 192 p.
Vyshemirskiy V.S. Bituminoznost’ paleozoyskikh otlozheniy Nyurol’skogo basseyna Zapadnoy Sibiri [Paleozoic sediments bituminosity of the Nurol basin of the Western Siberia]. Geologiya i geofizika [Geology and Geophysics]. № 1. 1981. Pp. 3-9.
Vyshemirskiy V.S. O vozmozhnoy neftegazonosnosti paleozoya Zapadno-Sibirskoy nizmennosti [Possible oil and gas potential of the Paleozoic West Siberian depression]. V kn.: “Problemy
neftegazonosnosti Sibiri” [Problems of oil and gas potential of the Siberia]. Novosibirsk: “Nauka” Publ. 1971. Pp. 133-139.
Vyshemirskiy V.S., Krylova V.N., Ryzhkova S.M., Shugurov V.F. Bituminoznost’ paleozoyskikh otlozheniy na yugo-vostoke Zapadno-Sibirskoy plity [Paleozoic sediments bituminosity of the West Siberian Plate southeast]. Trudy Instituta geologii i geofiziki. Sibirskoe otdelenie AN SSSR [Proc. of the Institute of Geology and Geophysics. Siberian Branch of the USSR Academy of Sciences]. 1977. Is. 334. Pp. 58-68.
Zapivalov N.P. Geologicheskie predposylki i metody poiskov zalezhey nefti v paleozoe na yuge Zapadnoy Sibiri [Geological conditions and oil deposits exploration methods in the Paleozoic of the south of Western Siberia]. Sovetskaya geologiya[Soviet geology]. № 3. 1979. Pp. 22-37.
Information about authors
Antonina V. Stoupakova - Doctor of Science, Professor, Head of the Petroleum Geology Department Tel: +7(495)939-55-76
Aleksandr V. Sokolov - Director General of the CJSC «Sibirskaya geologicheskaya kompaniya», PhD
Elena V. Soboleva - PhD, Associate Professor of the Petroleum Geology Department
Tamara A. Kiryukhina - PhD, Associate Professor, Leading Researcher of the Petroleum Geology Department Tel: +7(495)939-37-66
Ivan A. Kurasov - PhD student of the Petroleum Geology Department
Ekaterina V. Bordyug - PhD
Geological Faculty, Lomonosov Moscow State University 119234, Russia, Moscow, Leninskie gory, 1
GEDRESURSY 2(61) 2015
76
