CC BY
44
УДК 553.981/982:551.24.054
ГЕОТЕРМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ
ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ КУРЕЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ В СВЯЗИ С НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬЮ
Д.А.Новиков, А.А.Кох (Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А.Трофимука СО РАН)
Приведены результаты исследования геотермического режима недр и гидрогеологии нефтегазоносных отложений юго-западной части Курейской синеклизы в связи с нефтегазоносностью. Установлено, что изучаемый район имеет дифференцированно построенное геотермическое поле сложной конфигурации, являющееся следствием насыщенной событиями геологической истории с интенсивным проявлением траппового магматизма, что обусловило существенное преобразование вмещающих пород и флюидов. Впервые построена детальная геотермическая модель осадочного чехла юго-западной части Курейской сине-клизы. По результатам комплексной интерпретации гидрогеологических данных впервые выявлены изменения химического состава рассолов и водорастворенных газов по мере удаления от контактов внедрившихся силлов и даек долеритов.
Ключевые слова: Курейская синеклиза; геотермическая модель; геотермический градиент; трапповый магматизм; интрузия; гидрогеология; нефтегазоносность.
Вопросы изучения геотермического режима недр Сибирской платформы и его влияния на процессы преобразования ОВ, газо- и нефтеобразования, формирования и сохранения залежей УВ обсуждаются в работах А.С.Анциферова, С.В.Алексеева, В.Т.Балобаева, Е.А.Баскова, Г.В.Богомолова, М.Б.Букаты, А.П.Бул-масова, В.И.Вожова, В.А.Голубева,
A.А.Дзюбы, А.Д.Дучкова, И.К.Зайцева, Ю.А.Зорина, В.Н.Девяткина, Е.В.Ильиной, И.С.Ломоносова, Б.Н.Лю-бомирова, С.В.Лысак, Ф.А.Макаренко, В.В.Павленко, Е.В.Пиннеке-ра, Л.С.Соколовой, А.И.Сурнина,
B.Г.Ткачук, Н.И.Толстихина, Н.Я.Ты-чино и многих других [1, 2, 6, 8, 9, 11, 13, 14, 24].
Курейская синеклиза (рис. 1) характеризуется присутствием крепких рассолов, развитием мощных толщ соленосных отложений и мно-голетнемерзлых пород, траппов, наличием древнейших рифей-ран-некембрийских нефтегазоносных комплексов. Все это обусловливает ряд проблем, связанных с оценкой неф-тегазоносности, в частности с геотермическим режимом. Одна из ключевых проблем — сохранность УВ [6].
Особую роль в формировании гидрогеологической структуры бассейна играет уникальная насыщенность геологического разреза интрузивными телами (до 50 % мощности разреза). Практически во всех пробуренных скважинах зоны контактов с трапповыми телами проявляли себя при разбуривании (особенно в верхней части осадочного разреза) высокодебитными поглощениями промывочной жидкости (вплоть до катастрофических) или, очень редко, самоизли-вами подземных вод. Тела самих траппов часто разбивают толщи с различающимися пластовыми давлениями, что свидетельствует об их высокой экранирующей способности. Подобные явления наблюдаются во всех осадочных бассейнах на древних платформах, где широко проявился трапповый магматизм, таких как Карру в Южной Африке [24, 25, 29, 31], Мак-Артур в Северной Австралии [26, 30], Таримский в Китае [27, 28] и др.
Одними из первых, кто обратил внимание на процессы преобразования ОВ вмещающих пород и УВ при внедрении траппов в изучае-
мом регионе, были А.Э.Конторович со своими сотрудниками [17-20, 23]. В результате численных экспериментов установлено, что своеобразие состава газов и нефтей — доминирующая роль оксида углерода, значительные концентрации сероводорода, меркаптаны — есть результат взаимодействия системы сульфатно-карбонатные породы — вода — нефть и внедрения силлов и даек долеритов. В зонах взаимодействия УВ с ангидритсодержащи-ми карбонатными толщами при повышении температуры (за счет существенного нагревания вмещающей среды интрузиями траппов) возможны синтез серосодержащих органических соединений и обогащение газовой фазы сероводородом, диоксидом и оксидом углерода, водородом и новообразование значительных масс кальцита, что приводит к существенному изменению состава УВ-смеси и флюидосо-держащих пород.
Под руководством А.Э.Конто-ровича были разработаны основы проведения геолого-разведочных работ и оценки перспектив нефте-газоносности осадочных бассейнов
Рис. 1. МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИИ
100° 140° 70°
100° 50°
1 - исследуемый объект; 2 - граница Сибирской платформы
с интенсивным проявлением трап-пового магматизма [15, 16, 21, 22]. Так, обобщая многочисленные материалы, А.Э.Конторович отмечает, что помимо общей оценки перспектив нефтегазоносности бассейнов с интенсивным трапповым магматизмом, необходимо учитывать, что каркас силлов и даек долеритов оказывает существенное влияние на миграцию и аккумуляцию УВ и создает условия для формирования нетрадиционных ловушек. Это вызывает определенные трудности при прогнозе локализации УВ в трехмерном геологическом пространстве нефтегазоносного бассейна и требует тщательного анализа соотношения осадочных и магматических тел.
Исследуемый регион расположен в западных районах Южно-Тунгусской нефтегазоносной области (НГО) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). В тектоническом отношении приурочен к структурам I порядка (Бахтино-Кон-дроминскому выступу, Турухано-Норильскому мегавалу) и структурам более низкого порядка (Кочум-декской впадине, Фатьяниховскому структурному заливу и Кондромин-скому куполовидному поднятию), осложняющим юго-западную часть Курейской синеклизы. В гидрогеологическом отношении включает в себя фрагмент южной части Тунгусского артезианского бассейна. В геологическом строении НГО принимают участие терригенно-карбонат-ные породы рифея, нижнего и среднего палеозоя мощностью до 6 км. Этаж нефтегазоносности включает образования рифея — венда и кембрия. Первые притоки нефти и газа были получены из галогенно-карбо-натных отложений нижнего и среднего кембрия на Моктаконской, Нижнетунгусской, Таначинской и Усть-Дельтулинской площадях [5].
Переходя к анализу геотермического режима недр, следует отметить, что исследуемая территория в целом характеризуется значе-
ниями геотермических градиентов 1,5-2,0 оС/100 м и теплового потока от 30 до 50 мВт/м2 [13-14]. В общих чертах неоднородность геотемпературного поля соответствует основным тектоническим элементам. Скорости нарастания температур неодинаковы, что объясняется изменениями теплофизических свойств пород — медленнее всего температуры нарастают в галогенных и карбонатных отложениях, быстрее — в терригенных. На характерных для подземных рассолов и одновременно перспективных для поисков нефти и газа глубинах 1,5-3,0 км температуры составляют обычно 20-50 оС. Эти значения достаточны, для того чтобы оказать влияние на геохимию и физические свойства рассолов, условия миграции нефти и газоконденсата, так как и рассолы, и метановые нефти Лено-Тунгусской НГП обладают в этих условиях низкой вязкостью.
50°
Особым объектом на исследуемой территории является мощная (до 400 м и более) толща многолет-немерзлых пород. Промораживание зоны активного и затрудненного воодообмена приводит к формированию единого регионального криогенного экрана, который оказывает мощное воздействие на гео-флюидодинамическую систему и геотермический режим недр и может представлять надежный флюидоу-пор для переформированных в неоген-четвертичное время залежей УВ [7, 9-11].
Общеизвестно, что движущиеся подземные воды оказывают прямое воздействие на тепловое поле. Рассолы же, находящиеся в верхней части осадочного чехла, в первую очередь влияют на многолетне-мерзлые породы. На древней Сибирской платформе динамика рассолов в целом замедленна. Воды, находящиеся в интервалах глубин
Рис. 2. ГЕОТЕРМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА скв. 1 НИЖНЕТУНГУССКОЙ ПЛОЩАДИ
Границы: 1 - свит, 2 - интрузивных тел; результаты испытания: 3 -сухо, 4 - приток пластовой воды; геотермические исследования: 5 - точечные замеры; дата проведения термометрии в скважине: 6-09.09.1976, 7-13.12.1976, 8-22.09.1977, 9-23.10. 1977,10 -23.03. 1978; 11 - усредненная термометрия; степень преобразования потенциальных залежей (по А.Э.Конторовичу, А.В.Хоменко): 12 - полная деструкция ОВ, 13 - возможная генерация сухого газа, 14 - возможная генерация жидких УВ, 15 - легкое преобразование
40-500 м, и внедряющиеся в верхнепалеозойские и триасовые вулкано-генно-терригенные породы из отложений нижнего и среднего палеозоя высококонцентрированные рассолы смешиваются с вышележащими минерализованными водами, что приводит к изменению их состава и минерализации. Так, на Нижнетунгусской площади наблюдается аномалия, характеризующаяся интенсивным тепловым потоком, обусловленным разгрузкой хлоридных кальциевых рассолов [12]. В Тунгусском бассейне массовый характер разгрузки является причиной
формирования большого количества сквозных таликов, связанных с разрывными нарушениями.
Вне зоны активного влияния поверхностных факторов и многолетней мерзлоты кривая роста температур с глубиной в общем случае имеет ступенчатый вид, характеризуясь в сравнительно хорошо изученной южной части региона сменой относительно повышенных геотермических градиентов в подсоле-вых отложениях, пониженными значениями в породах соленосной формации и новым ростом градиентов в надсолевых комплексах.
Детальный анализ геотермического материала по 55 скважинам (термометрия скважин и точечные замеры пластовых температур) позволяет утверждать, что он не весь характеризуется высоким качеством (рис. 2). Имея в наличии многократные термограммы в комплексе ГИС, можно восстановить естественный температурный режим. Так, в скв. 1 Нижнетунгусской площади видно значительное колебание пластовых температур в верхней части разреза (до 700 м), ниже термограммы имеют точку пересечения 13 оС на глубине 700 м, что отражает естественный температурный режим в скважине на этой глубине.
На температурный режим исследуемого района и всей Восточной Сибири, в частности, наиболее существенное влияние оказала эпоха внедрения интрузий, в современном геотермическом поле можно наблюдать локальные повышения и понижения пластовых температур в кровле и подошве трапповых тел. Неравномерное, контрастное тепловое поле во время внедрения трапповых силлов обусловило существенное преобразование вмещающих пород и содержащегося в них ОВ: резко активизируются процессы разложения УВ, происходят образование элементарного углерода и водорода, упрощение состава исходной смеси УВ. Дополнительно наблюдаются термическое разложение доломита, следовательно, увеличивается парциальная доля диоксида углерода, и формирование вторичного порового пространства. В 1973 г. Е.Н.Роднова установила, что общая пористость карбонатов в приконтактовых зонах трапповых интрузий достигает 19-20 % [19, 22, 26].
В работах А.Э.Конторовича, Л.М.Бурштейна, А.О.Гордеевой, Л.В.Жидкова, А.Л.Павлова, А.В.Хо-менко и др. разработана методика количественного определения температур нагревания осадочных пород трапповыми интрузивами. По-
лученные методики позволяют строить геологические модели нагревания недр в виде палеотемпе-ратурных разрезов и карт нагревания наиболее перспективных на нефть и газ горизонтов.
В первом приближении можно считать, что в области экзоконтак-та, соответствующего 0,25 мощности интрузива (500-700 оС), произошла полная деструкция углеводородов и ОВ, в зоне 0,25-0,50 толщины интрузива (500-300 оС) протекала интенсивная генерация сухого газа. В области 0,50-1,20 толщины интрузива (300 оС и менее) отмечается интенсивная генерация жидких УВ. При удалении залежи от интрузива мощностью 100 м и более на расстояние, равное его мощности, залежь сохраняется как газовая с примерно равным содержанием жирного и сухого газа, незначительным количеством устойчивых ароматических УВ и содержанием кокса более 20 %. При мощности интрузива менее 100 м расстояние, на котором залежь имеет такой же фазовый состав и качество УВ-флюида, составляет менее одной толщины силла [19, 22, 23].
Таких образом, на примере геотермического разреза скв. 1 Нижнетунгусской площади и упомянутой методики показана оценка возможных интервалов сохранности для залежей УВ (см. рис. 2). Наименее преобразованными являются интервалы валекской и летнин-ской свит, а наиболее преобразованными — породы джаптулинской, нимдинской, усть-мундуйской и де-льтулинской свит.
На структурной основе, выполненной сотрудниками ИГиГ СО РАН, и полученной регрессионной зависимости пластовых температур от глубины (7"пл = -(H - 292,32)/85,58) был составлен комплект карт пластовых температур по основным стратиграфическим уровням (кровля усть-мундуйской, дельтулинской, булай-ской, бурусской, усольской, тэтэр-ской, оскобинской свит, кровля
эрозионной поверхности рифея и фундамента). В качестве примера проиллюстрируем распределение пластовых температур в кровле тэ-тэрской свиты (рис. 3).
Пластовые температуры в изученных стратиграфических уровнях варьируют в широком диапазоне (от 0 до 130 оС). Максимальные пластовые температуры отмечаются на структурах Турухано-Норильско-го мегавала (северо-западная часть изучаемого региона).
Так, в кровле усть-мундуйской свиты (£2-3) пластовые температуры изменяются в пределах от 0 до 20 оС в интервале глубин от -100 до -2400 м. Максимальные температуры выявлены в Кочумдекской котловине и Курейской синеклизе. В пределах Бахтино-Кондроминского выступа пластовые температуры достигают 17 оС. В Фатьяниховском структурном заливе температуры не превышают 15 оС. В кровле дельту-линской свиты (£-^1) пластовая температура варьирует от 12 до 34 оС на глубинах залегания от -700 до -3200 м. В Фатьяниховском заливе пластовая температура в среднем составляет 21 оС, варьируя от 18 до 24 оС. В пределах Бахтино-Кондро-минского выступа и Курейской си-неклизы температура достигает 30-31 оС, в Кочумдекской котловине — 29 оС. Отложения дельтулин-ской свиты охарактеризованы фактическим материалом, полученным при испытании 13 объектов в 8 скважинах на Бурусской, Кочумдекской, Нижнетунгусской, Таначин-ской и Холминской площадях. Минимальное значение Тпп отмечается в скв. 3 Кочумдекской площади и составляет 18 оС на глубине -1846,5 м. Максимальное значение Тпп отмечено в скв. 201 Бурусской площади и составляет 39 оС на глубине -2664 м. Тенденции распределения пластовых температур в кровле булай-ской свиты (£1Ь1) во многом схожи с закономерностями, выявленными в нижезалегающей бурусской свите (£1Ьг): 26-2 и 28-54 оС соответст-
венно. Глубина залегания булай-ской и бурусской свиты изменяется в пределах 1700-4800 и 2000-5000 м соответственно. Пластовая температура в кровле булайской свиты в Фатьяниховском заливе достигает 38 оС, Бахтино-Кондроминском выступе — 32 оС, Кочумдекской впадине — 32 оС, Курейской синеклизе — 35 оС. В кровле бурусской свиты пластовые температуры на этих же структурах выше на 2-3о. Распределение пластовых температур в кровле бурусской свиты (£1Ьг) составляет от 28 до 54 оС на глубинах 2000-5000 м, достигая 38 оС в Фатьяниховском заливе, 32 оС на Бахтино-Кондроминском выступе, 34 оС в Кочумдекской впадине и 36 оС на Курейской синеклизе. Кровля усольской свиты (£1ив) залегает на глубинах от 2700 до 7100 м, а пластовые температуры изменяются в пределах 38-60 оС: Фатьянихов-ский структурный залив — 40-44 оС, Кочумдекская впадина — 40-42 оС, Бахтино-Кондроминский выступ и Курейская синеклиза — 38-42 оС. В кровле тэтэрской свиты (У-£1) пластовые температуры варьируют в пределах 42-82 оС на глубинах от 3000 до 8200 м. В Фатьяниховском структурном заливе температуры достигают 51 оС, Кочумдекской котловине и Курейской синеклизе — 46 оС, на Бахтино-Кондроминском выступе варьируют от 41 до 48 оС (см. рис. 3). Кровля оскобинской свиты залегает на глубинах от 3100 до 8200 м, в северо-восточной части отложения свиты отсутствуют, пластовые температуры практически идентичны температурам в кровле тэтэрской свиты. В Фатьяни-ховском структурном заливе пластовая температура в кровле оско-бинской свиты варьирует от 46 до 51 оС, в Кочумдекской котловине достигают 46 оС, Курейской сине-клизе — 52 оС. Эрозионная поверхность рифея, залегающая на глубинах до 8200 м, характеризуется широкой вариацией значений пластовых температур — от 44 до 86 оС.
Рис. 3. КАРТА ПЛАСТОВЫХ ТЕМПЕРАТУР В КРОВЛЕ ТЭТЭРСКОЙ СВИТЫ (У-е1) С ЭЛЕМЕНТАМИ ТЕКТОНИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ВЕНД-СИЛУРИЙСКОГО СТРУКТУРНОГО ЯРУСА ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НГП СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
(по Конторовичу А.Э., Беляеву и ар., 2009)
Границы: 1 - дизъюнктивных нарушений, тектонических элементов: 2 -1 порядка и надпорядковых структур; 3 - отрицательных II порядка (1 - Биромбинская котловина, 2 - Кочумдэкская котловина, 3 - Фатьяниховский структурный залив, 4 - Карау-льская котловина, 5 - Тембенчинский прогиб), 4 - положительных II порядка (6 - Сенгачангдский структурный мыс, 7 - Конд-роминское куполовидное поднятие, 8 - Верхнеамнуннаканское куполовидное поднятие); 5 -изотермы, °С; 6 -глубокие сква-
жины
Пластовая температура в кровле кристаллического фундамента изменяется от 46 до 120 оС на глубинах от 3700 до 11500 м. Закономерности, установленные в характере распределения пластовых температур по площади распространения отдельных геологических тел, хорошо просматриваются и в разрезе.
Вариация геотермических градиентов при небольших перепадах глубин вызвана в основном литоло-
гической неоднородностью разреза. Чем больше глинистость пород, тем выше значения температур. А преобладание карбонатных пород понижает значение геотермического градиента [4], что, в принципе, позволяет выделять теплопроводя-щие комплексы (с относительно низкими геотермическими градиентами), наряду с комплексами, являющимися теплоизоляторами (с максимальными значениями геотерми-
ческого градиента). Детальный анализ фактических материалов по 55 скважинам позволил выявить неоднородности геотермического разреза, связанные со значительной литолого-фациальной изменчивостью разреза. Наибольшей теплопроводностью обладают каменная соль, ангидрит, а песчаники, алевролиты, известняки и доломиты характеризуются средними значениями теплопроводности. Скачкооб-
Рис. 4. ГЕОТЕРМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ БАХТИНО-КОНДРОМИНСКОГО
ВЫСТУПА
Границы: 1 -дизъюнктивных нарушений, 2 - тектонических элементов; 3 - скважина; 4 - кровля свит (1 - устьмундуйская £2-з, 2 - дельтулинская £^1, 3 - булайская £^1, 4 - бурусская ^Ьг, 5 - усольская е^, 6 - тэтэрская У-£;ъ 7 - кровля фундамента ДЯ - РЯ1)
разные изменения кривых термометрии скважин установлены в кровлях и подошвах интрузивных тел (см. рис. 2).
На базе имеющегося качественного (отбракованного) геотермического материала была создана трехмерная геотермическая модель, показывающая вертикальную зональность исследуемого региона (рис. 4). Составленная модель позволяет рассмотреть характер изменения пластовых температур на глубинах и прогнозировать тенденции ее изменения на структурах, слабо обеспеченных фактическими данными. Исследуемый регион имеет дифференцированно построенное геотермическое поле сложной конфигурации, являющееся следствием насыщенной событиями геологической эволюции осадочного бассейна.
Получив достоверную геотермическую модель и масштабы преобразования осадочных пород под действием интрузивных тел, были установлены основные тенденции в изменении гидрогеохимического поля в зависимости от расстояния до ближайшей интрузии. Наиболее ярко эти закономерности прослеживаются в изменении состава во-дорастворенных газов (рис. 5). Сохраняются общие тенденции, установленные ранее А.Э.Конторови-чем с сотрудниками для свободных газов залежей. Так, если в зоне влияния интрузии до 100 м в составе водорастворенных газов доминирует углекислый газ с содержанием более 90 % при содержании метана до 5 %, то на расстоянии уже в 250 м концентрации СО2 падают до 30 %, а СН4 растут до 60-70 %. Влияние интрузивного тела на преобразование состава во-дорастворенного газа нивелируется на расстоянии около 400 м.
Распределение гидрогеохимических параметров выявило следующие тенденции. Значение общей минерализации рассолов фонового состава не изменяется и варьирует
в интервале от 300 до 400 г/дм3. Не претерпевают существенных изменений концентрации в растворе натрия, калия, кальция, магния, хлора и гидрокарбонат-иона. Минимальные концентрации сульфат-иона выявлены в зоне контакта, поскольку здесь он восстанавливается до сероводорода и у него четко выражен щелочно-земельный барьер, связанный со сравнительно низкой растворимостью СаБО^ составляющей 2 г/дм3 (в дистиллированной воде при нормальных условиях), высокой минерализацией рассолов (до 400 г/дм3). Набор традиционных микрокомпонентов (бром, йод, бор, ортокремневая кислота, стронций и фтор) ведет себя в основном в прямой зависимости с общей минерализацией. Лишь кон-
центрации аммония, как и других органических соединений, возрастают в направлении от контакта с интрузивным телом.
Таким образом, установлено:
1 — юго-западная часть Курей-ской синеклизы имеет дифференцированно построенное геотермическое поле сложной конфигурации, являющееся следствием насыщенной событиями геологической истории с интенсивным проявлением траппового магматизма, что обусловило существенное преобразование вмещающих пород и флюидов. Средние геотермические градиенты варьируют от 1,1 до 1,6 оС/100 м;
2 — впервые построена детальная геотермическая модель осадочного чехла юго-западной части Ку-рейской синеклизы, позволяющая
Рис. 5. ЗАВИСИМОСТЬ СОДЕРЖАНИЯ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА И МЕТАНА СВОБОДНЫХ (А) И ВОДОРАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ (Б) ОТ РАССТОЯНИЯ ДО БЛИЖАЙШЕЙ ИНТРУЗИИ
Расстояние до ближайшей интрузии, м Расстояние до ближайшей интрузии, м
А Ш| ш
1 - СН4; 2 -С12
надежно прогнозировать изменение геотермических параметров по площади и разрезу, что особенно актуально для районов проведения и проектирования геолого-разведочных работ с низкой плотностью бурения и отсутствием качественных материалов по вскрытию и опробованию продуктивных горизонтов;
3 — по результатам комплексной интерпретации гидрогеологических данных впервые выявлены изменения химического состава рассолов и водорастворенных газов по мере удаления от контактов внедрившихся силлов и даек доле-ритов. Компонентами, наиболее активно реагирующими на внедрение трапповых тел в составе подземных рассолов, являются органические;
4 — среди групп гидрогеологических критериев оценки перспектив нефтегазоносности наиболее информативно отражает влияние процесса внедрения интрузий — группа водорастворенных газов,
что подтвердилось тенденцией в изменении состава водорастворенных газов идентичной, выявленной ранее А.Э.Конторовичем с сотрудниками для состава свободных газов залежей.
Литература
1. Анциферов A.C. Гидрогеология древнейших толщ Сибирской платформы. - М.: Недра, 1989.
2. Анциферов A.C. Гидрогеология Иркутского нефтегазоносного бассейна / А.С.Анциферов, А.С.Артемен-ко, О.В.Зехова и др. — Иркутск: Изд-во Вост-СибНИИГГиМСа, 1971.
3. Басков Е.А. Минеральные воды и палеогидрогеология Сибирской платформы // Тр. ВСЕГЕИ. Новая серия. Т. 254. — М.: Недра, 1977.
4. Бескопыльный В.Н. Зависимость геотермического поля от геологического строения и нефтеносности северо-восточной части Припятской впадины // Геология нефти и газа. — 1973. — № 11.
5. Битнер А.К. Особенности геологии и геохимии триады "нефть — конденсат — газ" залежей Южно-Тунгус-
ской нефтегазоносной области и перспективы их комплексного использования. — Новосибирск: Изд-во СНИИГГиМСа, 2010.
6. Богомолов Г.В. Гидрогеология, гидрохимия, геотермия геологических структур / Г.В.Богомолов, А.И.Си-лин-Бечкурин, В.И.Духанина и др. — Минск: Наука и техника, 1971.
7. Букаты М.Б. Гидрогеологическое строение западной части Сибирской платформы (в связи с поисками, разведкой и разработкой месторождений нефти и газа) // Геология и геофизика. - 2009. - Т. 50. - № 11.
8. Букаты М.Б. Прогнозирование нефтегазоносности рифей-нижнекемб-рийских отложений западной части сибирской платформы на основе изучения водно-газовых равновесий// Геология нефти и газа. — 1997. — № 7.
9. Вожов В.И. Гидрогеологические условия месторождений нефти и газа Сибирской платформы. - М.: Недра, 1987.
10. Вожов В.И. Подземные воды Тунгусского бассейна. - М.: Недра, 1977.
11. Вожов В.И. Подземные воды и гидроминеральное сырье Лено-Тунгус-ской нефтегазоносной провинции. -
Новосибирск: Изд-во СНИИГГиМСа, 2006.
12. Дзюба A.A. Разгрузка рассолов Сибирской платформы. — Новосибирск: Наука, 1984.
13. Дучков А.Д. Тепловое поле недр Сибири / А.Д.Дучков, С.В.Лысак, В.Т.Балобаев и др. — Новосибирск: Наука, 1987.
14. Дучков А.Д. Геотермические исследования в Сибири / А.Д.Дучков, Л.С.Соколова. — Новосибирск: Наука, 1974.
15. Конторович А.Э. Влияние интрузивных траппов на нефтегазонос-ность палеозойских отложений Сибирской платформы / А.Э.Конторович, Н.В.Мельников, В.С.Старосельцев, А.В.Хоменко // Геология и геофизика. — 1987. - № 5.
16. Конторович А.Э. Критерии прогноза нефтегазоносности и рудо-носности карбонатно-эвапоритовых бассейнов с интенсивным проявлением траппового магматизма / А.Э.Конторо-вич, А.В.Павлов, Г.А.Третьяков, А.В.Хо-менко // Геология нефти и газа. Докл. РАН. - 1997. - Т. 353. - № 6.
17. Конторович А.Э. Физико-химическое моделирование равновесий в системе "карбонат - эвапоритовые породы - вода - углеводороды" при контактовом метаморфизме и катагенезе / А.Э.Конторович, А.Л.Павлов, Г.А.Третьяков, А.В.Хоменко // Геохимия. -1996. - № 6.
18. Конторович А.Э. Физико-химическое моделирование термодинамических равновесий в системе "карбо-нат-эвапоритовые осадочные породы -вода - углеводороды" при контактовом метаморфизме и катагенезе / А.Э.Кон-торович, А.Л.Павлов, Г.А.Третьяков, А.В.Хоменко // Геохимия. - 1996. -№ 7.
19. Конторович А.Э. Физико-химическое моделирование процессов превращений сульфатно-карбонатных углеводородсодержащих осадочных пород под тепловым воздействием интрузий траппов / А.Э.Конторович, А.Л.Павлов, А.В.Хоменко, Г.А.Третьяков // Результаты работ по межведомственной региональной научной программе "Поиск" за 1992-1993 годы. Ч. 1. - Новосибирск: Наука, 1995.
20. Конторович А.Э. Физико-химические условия графитизации угле-водородсодержащих пород / А.Э.Кон-торович, А.Л.Павлов, А.В.Хоменко,
Г.А.Третьяков // Геохимия. — 1997. — № 6.
21. Конторович А.Э. Теоретические основы прогноза нефтегазоносно-сти осадочных бассейнов с интенсивным проявлением траппового магматизма / А.Э.Конторович, А.В.Хоменко // Геология и геофизика. — 2001. — Т. 42. — № 11-12.
22. Конторович А.Э. Влияние траппового магматизма на нефтегазо-носность древних платформ / А.Э.Кон-торович, А.В.Хоменко, Л.М.Бурштейн и др. // Геология и проблемы поисков новых крупных месторождений нефти и газа. Часть II. — Новосибирск: Изд-во СНИИГГиМСа, 1996.
23. Конторович А.Э. Нефтегазовые системы в условиях аномально высоких температур / А.Э.Конторович, А.В.Хоменко, А.Л.Павлов и др. // Проблемы геологии континентов и океанов. Доклады Российских ученых-участников 31-го МГК. — Магадан: Кортис, 2001.
24. Павленко В.В. Гидрогеологические показатели нефтегазоносности докембрийских отложений Иркутского нефтегазоносносго бассейна / В.В.Павленко, В.Ф.Обухов, В.А.Бронников и др. — М.: Недра, 1978.
25. Catuneanu O. The Karoo basins of south-central Africa / O.Catuneanu, H.Wopfner, P.G.Eriksson et al. // Journal of African Earth Sciences. — 2005. — V. 43, issues 1-3.
26. Czmaoske G.K. The Siberian traps: A flip of the dynamo and 600 000 years of hell orf Earth? / G.K.Czmaoske, V.A.Fedorenko, E.N.Lind et al. // Abstr. AGU Fal Meet., San Francisco, Calif.
Dec. 7 1, 1992. — EOS. — 1992. — V. 73, № 43, Suppl.
27. Jackson M.J. Geology of the southern McArthur Basin, Northern Territory / M.J.Jackson, M.D.Muir, K.A.Plumb // Bureau of Mineral Resources, Geology and Geophysics. — Australia: Bulletin, 220. — 1987.
28. Pu R. Preliminary study on the effects of Permian volcanism on the Tahe Ordovician oil pools in Tarim basin / R.Pu, H.Zhong , Y.Zhang // Marine and Petroleum Geology. — 2013. — V. 44.
29. ShuFeng Y. Early Permian Tarim Large Igneous Province in northwest China / C.HanLin, L.ZiLong, L.YinQi // Science china Earth Sciences. — 2013. — V. 56, issue 12.
30. Svensen H. Rapid magma emplacement in the Karoo Large Igneous Province / H.Svensen, F.Corfu, S.Polteau // Earth and Planetary Science Letters. — 2012. — V. 325-326.
31. Wingate M.T.D. Palaeomagne-tic constraints on the Proterozoic tectonic evolution of Australia / M.T.D.Wingate, D.A.D.Evans / Eds.: M.Yoshida, B.Wind-ley, S.Dasgupta // Proterozoic East Gondwana: Super Continent. Assembly and Break-up, Geological Society of London. — Special Publication 206, 2003.
© Д.А.Новиков, А.А.Кох, 2014
Амитрий Анатольевич Новиков, заведующий лабораторией, кандидат геолого-минералогических наук, NovikovDA@ipgg.sbras.ru;
Александр Александрович Кох, младший научный сотрудник лаборатории,
аспирант, ggd_sanches87@mail.ru.
GEOTHERMAL MODEL OF THE SOUTHWESTERN KUREIKA SYNCLINE RELATED TO PETROLEUM POTENTIAL
Novikov D.A., Koch A.A. (Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS)
The research results of geothermal regime of the interior and hydrogeology of petroleum deposits in the southwestern Kureika syncline have been presented related to oil and gas. It has been established that the study area has differentially complex geothermal field, being a result of geological history with an intense display of magma traps. The latter provided a dramatic alteration of host rocks and fluids. A novel detailed model of the sedimentary section geothermics of the southwestern Kureika syncline has been constructed. Novel changes in the chemical composition of brines and water-soluble gases at the distance from the contacts of invaded sills and doleri-te dikes have been revealed based on the results of integrated hydrogeological data interpretation.
Key words: Kureika syncline; geothermal model; geothermal gradient; trap magmatism; intrusion; hydrogeology; petroleum potential.
