CC BY
22
Научная статья УДК 553.9
https://doi.org/10.21285/2686-9993-2022-45-4-345-366
Нефтегазоносные комплексы - вещественное выражение геофлюидодинамических систем
Лариса Александровна Рапацкаяa
!1Иркутский национальный исследовательский технический университет, г. Иркутск, Россия
Резюме. Целью представленного исследования являлся анализ геофлюидодинамической концепции нефтегазо-образования. В ходе работы были использованы авторские данные о строении, составе и мощностях разновозрастных нефтегазоносных комплексов Сибирской платформы (Россия). Нефтегазоносные комплексы, выделение которых является результатом комплексирования геологических, геохимических и геофизических исследований, проводимых при нефтегазогеологическом районировании и эксплуатационных работах, представлены в качестве вещественного выражения геофлюидодинамических систем. Любая геофлюидодинамическая система включает очаги генерации углеводородов, пути миграции нефти и газа, типы резервуаров и ловушек, литологический состав пород-коллекторов и флюидоупоров, а также контролируется благоприятным сочетанием их появления в геологическом времени и пространстве. Ординарная флюидодинамическая система представляет углеводородные растворы, созданные очагами генерации нефти и газа, которые являются примером банальной дефлюидизации нефтегазоматеринских пород осадочного бассейна. Данная работа позволила впервые выделить элементы разновозрастных геофлюидодинамических систем, представить их вещественное выражение в виде разновозрастных нефтегазоносных комплексов, проанализировать состав углеводородов на примере отдельных месторождений разных нефтегазоносных областей. Кроме того, в ходе исследования были рассмотрены возможные очаги генерации углеводородных флюидов и пути их миграции. Нефти месторождений разного возраста нефтегазоносных провинций Сибирской платформы отличаются разным составом и плотностью. В то же время, согласно многочисленным имеющимся данным, они относятся к единому генетическому типу, для которого характерно преобладание метановых углеводородов.
Ключевые слова: геофлюидодинамическая система, Сибирская платформа, нефтегазоносные комплексы, осадочные бассейны, месторождения нефти и газа, очаги генерации, пути миграции, зоны нефтегазонакопления, продуктивные горизонты, состав нефти
Для цитирования: Рапацкая Л. А. Нефтегазоносные комплексы - вещественное выражение геофлюидодинамических систем // Науки о Земле и недропользование. 2022. Т. 45. № 4. С. 345-366. https://doi.org/10.21285/2686-9993-2022-45-4-345-366.
Original article
Oil and gas complexes as a material expression of geofluid dynamic systems
Larisa A. Rapatskaya3
aIrkutsk National Research Technical University, Irkutsk, Russia
Abstract. The purpose of the present research is to analyze the geofluid dynamic concept of oil and gas formation. The research uses the author's data on the structure, composition and thickness of multi-aged oil and gas complexes of the Siberian platform (Russia). The oil and gas complexes identified as a result of the integrated geological, geochemical and geophysical studies carried out under oil and gas geological zoning and operational work are presented as a material expression of geofluid dynamic systems. Any geofluid dynamic system includes hydrocarbon generation centers, oil and gas migration routes, types of reservoirs and traps, lithological composition of reservoir rocks and reservoir cap rocks Also it is controlled by a favorable combination of their appearance in geological time and space. An ordinary fluid dynamic system is presented by hydrocarbon solutions generated by oil and gas generation centers, which are examples of a trivial defluidization of oil and gas source rocks of a sedimentary basin. This study allowed to be the first who has identified the elements of multi-age geofluid dynamic systems, presented their material expression in the form of multi-age oil and gas bearing complexes as well as analyzed the composition of hydrocarbons on the example of individual deposits of various
© Рапацкая Л. А., 2022
oil and gas-bearing areas. Besides, possible generation centers of hydrocarbon fluids and ways of their migration were investigated. Oil fields of different ages of the oil and gas bearing provinces of the Siberian Platform feature different composition and density, whereas according to numerous available data, they belong to a single genetic type, which is characterized by the predominance of methane hydrocarbons.
Keywords: geofluid dynamic system, Siberian platform, oil and gas bearing complexes, sedimentary basins, oil and gas fields, generation centers, migration routes, oil and gas accumulation zones, productive horizons, composition of oil
For citation: Rapatskaya L. A. Oil and gas complexes as a material expression of geofluid dynamic systems. Nauki o Zemle inedropol'zovanie = Earth sciences and subsoil use. 2022;45(4):345-366. (In Russ.). https://doi.org/10.21285/2686-9993-2022-45-4-345-366.
Введение
В последние десятилетия XX и начале XXI века в работах по геологии нефти и газа ряда ученых, таких как Г. Л. Поспелов, А. Е. Гуре-вич, О. В. Равдоникас, С. М. Сапрыгин, А. В. Кудельский, Р. Г. Гарецкий, Р. Е. Айзенберг, Б. А. Соколов, Э. А. Абля, Н. П. Запивалов, И. П. Попов, В. Н. Нестеров, В. В. Харахинов, А. А. Семянов, С. И. Шленкин, А. Ф. Глебов, активно развивается флюидодинамическое направление исследований, для которого характерно появление и исследование понятия «флюидодинамическая система». В 1989 г. на Всесоюзном совещании «Флюидодинамиче-ский фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов» в Ашхабаде Б. А. Соколов и В. Е. Хаин представили (гео)флюидо-динамическую модель нефтегазообразова-ния в осадочных бассейнах, в которой раскрывался главный механизм превращения осадочного бассейна в нефтегазоносный. Литосфера рассматривалась как материальная система - вместилище флюидов как продуктов дегидратации и дефлюидизации органического вещества и пород во взаимодействии с энергетической системой, обеспечивающей тепломассоперенос в масштабе осадочного бассейна.
Материалы и методы исследования
В основе предлагаемой флюидодинамиче-ской модели лежат представления о нефтега-зообразовании как универсальном процессе, закономерно сопровождающем развитие любого осадочного бассейна [1-3]. Определение флюидодинамической системы применитель-
но к нефти и газу дано в монографии Б. А. Соколова, Э. А. Абля: «Углеводородные растворы, генерируемые очагами генерации нефти и газа, являются примером банальной дефлюидизации нефтегазоматеринских пород осадочного бассейна - ординарной флю-идодинамической системой» [1]. Следует отметить, что в физическом выражении флюи-додинамическая система, как и любая другая, является объектом крайне нестабильным, изменяющимся во времени и пространстве, но имеющим свое достаточно равновесное вещественное выражение в виде нефтегазоносного комплекса. Физическое состояние флюидодинамической системы характеризуется целым рядом взаимосвязанных параметров: температурой, давлением, объемом и массой [4, 5]. Соотношения этих параметров определяют динамику флюидодинамической системы, интенсивность генерации и насыщения углеводородами, направление миграции флюидов, формирование и фазовый состав залежей [6].
По современным представлениям «нефтяная система» - это комплекс отложений определенной области развития нефтегазоносного бассейна, связанный проявлением процессов формирования нефтегазоносности12. Нефтяная система включает нефтегазомате-ринские свиты, пути миграции углеводородов, породы-коллекторы, флюидоупоры и ловушки, а также контролируется благоприятным сочетанием их появления в геологическом времени и пространстве.
В основу флюидодинамической концепции нефтегазообразования положено представление о единстве триады, состоящей из таких
1 Мальцева А. К., Бакиров Э. А., Ермолкин В. И., Ларин В. И., Каламкаров Л. В., Рожков Э. Л. Геология нефти и газа и нефтегазоносные провинции: учебник для вузов. М.: Изд-во ГАНГ, 1998. 175 с.
2 Рапацкая Л. А., Тонких М. Е., Вахромеев А. Г., Буглов Н. А. Нефтегазоносные комплексы: учебник для студентов вузов. Иркутск: Изд-во ИРНИТУ, 2016. 451 с.
объектов: очаг генерации ^ место образования флюидов; пути миграции ^ каналы движения флюидов; зоны аккумуляции ^ место-скопления флюидов ^ флюидодинамическая система.
В вещественном физико-химическом выражении эту триаду можно представить как нефтегазоносный комплекс, включающий следующее: местоскопление ^ резервуар; резервуар ^ ловушка; ловушка ^ коллектор, флюидоупор ^ нефтегазоносный комплекс.
Классификация нефтегазоносного районирования А. А. Бакирова основана на тектоническом принципе, на котором построена иерархическая система с выделением таких единиц соподчинения, как нефтегазоносная территория, область, район, зона, месторождение, залежь углеводородов3. Нефтегазо-геологическое районирование проводится не только пространственно, но и в геологическом разрезе исследуемых территорий. Основными единицами разреза являются нефтегазоносная формация, региональный, субрегиональный, зональный нефтегазоносные комплексы, нефтегазоносный горизонт, нефтегазоносный пласт.
В естественных сложных разрезах крупных региональных структур выделяют лито-лого-стратиграфические подразделения, которые состоят из нескольких формаций или их частей. Эти литолого-стратиграфические подразделения А. А. Бакиров предложил называть нефтегазоносными комплексами, или региональными нефтегазоносными комплексами4. Следует отметить, что важной характеристикой региональных нефтегазоносных комплексов является возраст, то есть стратиграфическое положение в разрезе.
Каждый региональный нефтегазоносный комплекс охватывает некую совокупность осадочных пород, составляющую три части этого комплекса: нефтепроизводящую (нефтемате-ринскую) толщу; нефтесодержащую (коллек-торскую) толщу, где нефть или газ накапливаются, образуя местоскопление; перекрываю-
щую (экранирующую) толщу, обеспечивающую сохранность залежей. Иногда в разрезе эти толщи повторяются, причем неоднократно, создавая крупные резервуары углеводородов.
Сибирская платформа характеризуется самым масштабным возрастным диапазоном нефтегазоносных комплексов по разрезу. Ра-нее5 нами были выделены:
- рифейский нефтегазоносный комплекс краевых (перикратонных) и интракратонных рифейских бассейнов Байкитской антеклизы, Катангской седловины - самый древний нефтегазоносный комплекс на планете;
- вендский (венд-кембрийский) и кембрийский нефтегазоносные комплексы Непско-Ботуобинской антеклизы, Ангаро-Ленской ступени и Предпатомского прогиба;
- пермско-мезозойские газоносные комплексы Вилюйской синеклизы и Предверхоян-ского прогиба;
- мезозойские нефтегазоносные комплексы Енисей-Хатангского, Анабаро-Хатанг-ского и Лено-Анабарского прогибов;
- кайнозойский газоносный комплекс озера Байкал - самый молодой на планете.
Древнейшие нефтегазоносные комплексы приурочены к Лено-Тунгусской синеклизе (Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция) Сибирской платформы, на которой выделено до 26 нефтегазоносных областей. Наиболее изучены Непско-Ботуобинская, Ан-гаро-Ленская, Байкитская, Собинская и Ка-тангская нефтегазоносные области, содержащие две трети разведанных запасов углеводородного сырья Восточной Сибири. По оценке Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук и Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья, общие количество ресурсов на территории и акватории Восточной Сибири и Дальнего Востока составляет: нефти - 20-22 млрд т; попутного газа - 1,5-2 трлн м3; свободного газа - 58-61 трлн м3; конденсата - 3-5 млрд т.
3 Мальцева А. К., Бакиров Э. А., Ермолкин В. И., Ларин В. И., Каламкаров Л. В., Рожков Э. Л. Геология нефти и газа и нефтегазоносные провинции: учебник для вузов. М.: Изд-во ГАНГ, 1998. 175 с.
4 Там же.
5 Рапацкая Л. А., Тонких М. Е., Вахромеев А. Г., Буглов Н. А. Нефтегазоносные комплексы: учебник для студентов вузов. Иркутск: Изд-во ИРНИТУ, 2016. 451 с.
Для каждой нефтегазоносной области по результатам геолого-разведочных работ определены свои уровни промышленной нефтега-зоносности - региональные нефтегазоносные комплексы. Залежи нефти и газа установлены в рифейском, рифей-вендском, вендском и верхневендско-нижнекембрийском нефтегазоносных комплексах.
В пределах региональных нефтегазоносных комплексов выделяются зоны нефтегазо-накопления, занимающие относительно небольшую, но наиболее перспективную часть с соответствующей системой ловушек, то есть такому их сочетанию, которое подчинено одному из основных факторов (структурному, литологическому или гидродинамическому), играющему решающую роль при нефтегазо-накоплении. Степень обогащенности зон нефтегазонакопления относительно смежных территорий и характер распределения залежей определяются почти исключительно условиями аккумуляции углеводородов и сохранностью сформированных залежей в ходе последующей истории геологического развития региона. Если систему ловушек характеризует неоднородность пород по физическим параметрам (пористости проницаемости), то механизм аккумуляции определяется свойствами заключенных в коллекторах флюидов.
Многие исследователи считают, что наиболее активно процессы массопереноса во флюидных потоках осуществляются в зонах долгоживущих глубинных разломов, маркирующих борта региональных континентальных прогибов, поднятий и рифтогенных структур. Острую полемику в общей схеме образования нефтяных и газовых залежей «генерация - миграция - аккумуляция» вызывает первый пункт, связанный с источником углеводородов и путями их миграции, но при всех возможных вариантах генерации флюидодина-мические процессы играют ключевую роль.
На территории Сибирской платформы выделяют две нефтегазоносные провинции: Лено-Тунгусскую (2,9 млн км2), охватывающую всю центральную часть платформы с древними рифей-нижнепалеозойскими нефтегазоносными комплексами, и Хатангско-Ви-люйскую (0,5 млн км2) с верхнепалеозой-ме-зозойскими нефтегазоносными комплексами.
По окраинам платформа окружена перикра-тонными (краевыми) прогибами: с севера -Енисей-Хатангским, с северо-востока - Пред-верхоянским, с востока-юго-востока - Предпа-томским и с запада - Предъенисейским и Ан-гаро-Котуйским. Все прогибы обладают определенной общностью признаков: значительным прогибанием в течение длительного времени; накоплением мощных толщ осадков с большим количеством органики; интенсивным прогревом в процессе дальнейшего развития, то есть могут служить очагами генерации углеводородов. По площадям распространения, объемам нефтегазоносных толщ, интенсивности процессов нефтегазообразования на территории Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции В. И. Соболев с соавторами выделяют несколько крупных палеооча-гов нефтегазообразования, размещение которых в значительной мере определяется положением крупных осадочных палеобассейнов -Енисейского, Чуньско-Котуйского, Иркинеево-Ванаварского и Предпатомского (рис. 1) [7].
Тектонические структуры с одноименными нефтегазоносными областями, как правило, территориально сопряжены с прогибами, к которым приурочены очаги нефтегазогенера-ции. Так, Байкитская нефтегазоносная область на территории Байкитской антеклизы граничит с запада с Енисейским палеоочагом (современный Енисейский кряж), а Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область на территории Непско-Ботуобинской антеклизы с востока и юго-востока граничит с Предпатом-ским палеоочагом (современный Предпатом-ский прогиб).
На сводах Байкитской и Непско-Ботуобин-ской антеклиз, где расположены крупные скопления углеводородов,вендские терриген-ные и карбонатные породы базальных уровней вендско-кайнозойского разреза местами налегают на кристаллические комплексы фундамента. Это может означать, что здесь непосредственно под породами-коллекторами нет нефтематеринских отложений, а углеводороды попали в них из очагов нефтегазогене-рации путем не вертикальной, а латеральной миграции. Можно предположить, что область генерации углеводородов, аккумулированных на сводах Непско-Ботуобинской и Байкитской
антеклиз, расположена в пределах пространственно и структурно разделяющей их Катанг-ской седловины.
Сама идея сопряжения процессов генерации и аккумуляции углеводородов не нова. Академиком А. А. Трофимуком такие объекты
| | 3000-5000 I I Более 5000
200 км
Рис. 1. Схематическая карта интенсивности эмиграции битумоидов в рифейских отложениях Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции [7]:
1-3 - границы: 1 - Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, 2 - нефтегазоносных областей (1 - Турухано-Норильский нефтегазоносный район, 2 - Северо-Тунгусская, 3 - Южно-Тунгусская, 4 - Байкитская, 5 - Катангская, 6 - Сюгджерская, 7 - Присаяно-Енисейская, 8 - Ангаро-Ленская, 9 - Непско-Ботуобинская, 10 - Предпатомская, 11 - Западно-Вилюйская области), 3 - современного распространения отложений; 4 - изолинии интенсивности эмиграции битумоидов, тыс. т/км2; 5 - разрывные нарушения; 6 - зоны шарьяжных перекрытий Fig. 1. Schematic map of bitumoid emigration intensity in the Riphean deposits of the Lena-Tunguska oil and gas province [7]: 1-3 - boundaries of: 1 - the Lena-Tunguska oil and gas bearing province, 2 - oil and gas bearing areas (1 - Turukhano-Norilsk oil and gas bearing area, 2 - North-Tunguska, 3 - South-Tunguska, 4 - Baikit, 5 - Katanga, 6 - Sugdzherskaya, 7 - Sayan-Yenisei, 8 - Angara-Lena, 9 - Nepa-Botuoba, 10 - Fore-Patoma, 11 - West-Viluy areas), 3 - modern distribution of sediments; 4 - isolines of bitumoid emigration intensity, thousand t/km2; 5 - faults;
6 - areas of overthrust-folding overlaps
описывались как «котлы-реакторы» [8]. А. Э. Конторович обосновывал совмещение (сближение) очагов нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления геодинамической концепцией нафтидогенеза в осадочных бассейнах [9]. Д. И. Дробот, оценивая колоссальные объемы углеводородов положительных структур Непско-Ботуобинской антеклизы, Ангаро-Ленской ступени и Байкитской антеклизы, объяснял их чрезвычайную насыщенность месторождениями углеводородов сопряжением с генерационными комплексами нефте-газообразования древних Прибайкало-Патом-ского и Приенисейско-Иркинеевско-Чадобец-кого очагов [10].
Байкитская антеклиза (рифейский нефтегазоносный комплекс). Байкитская антеклиза принадлежит южной части Байкитской нефтегазоносной области Лено-Тунгус-ской нефтегазоносной провинции и граничит на западе с Енисейским кряжем, а на востоке -с Курейской синеклизой (рис. 2). Главными объектами поисков месторождений углеводородов с промышленной нефтегазоносностью здесь являются рифейский комплекс с залежами нефти (или газа) в карбонатных коллекторах каверно-трещинного типа, вендский комплекс с залежами в терригенных коллекторах порового и трещинно-порового типа, а также венд-нижнекембрийский комплекс с зале-
жами в карбонатных коллекторах кавернового и каверно-порового типа.
В центральной части Камовского свода Байкитской антеклизы бурением вскрыты разрезы кембрия, венда, рифея и выделены две зоны нефтегазонакопления: Юрубчено-То-хомская с рифейским нефтегазоносным комплексом и Оморинская с вендским нефтегазоносным комплексом. Зоны объединены в Кую-мбинско-Юрубчено-Тохомский ареал.
Куюмбинско-Юрубчено-Тохомский ареал -уникальный нефтегазогеологический объект не только для Сибирской платформы, но и для территории всей планеты. Гигантское скопление углеводородов в виде двух крупнейших месторождений - Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского - было обнаружено здесь в древнейшем рифейском карбонатном каверново-трещинном резервуаре, характеризующимся чрезвычайной сложностью строения. А. А. Трофимук назвал его Куюмбо-Юрубчено-Тайгинским супергигантом [12]. В позднем докембрии (рифей, венд) на месте современного Байкало-Патомского нагорья накопились мощные толщи, обогащенные органическим веществом. Образовавшись на значительных глубинах в соответствующих термобарических условиях, они сформировали крупнейший Предпатомский палеоочаг нефтегазообразования, миграция углеводо-
Байкитская антеклиза
Колымовское
подятие
Колымовская Нижнемадешенская-138
Камовский свод (
Деланинский выступ Бедошемовский Оскобинский вал
Курейская синеклиза
Катангская <-►
седловина
► 4-
Непско-Ботоубинская антеклиза
Непский свод
Бедошемовская Пр3 Пр2
Санарская-210
Кочечумское подятие
Верхнепеледуйская-3633 Талаканская-812
Рис. 2. Сейсмогеологический профиль Байкитской антеклизы по линии II-II [11] Fig. 2. Seismogeological profile of the Baykitskaya anteclise along the line II-II [11]
4
1500
родов из которого проходила в резервуары сопряженных положительных структур Байкитской антеклизы (см. рис. 1). Присутствие в разрезах кембрия и частично венда мощных соленосных толщ обеспечило в дальнейшем необходимые условия для длительного сохранения скоплений углеводородов. Архей-ско-нижнепротерозойский кристаллический фундамент Байкитской антеклизы вскрыт глубоким бурением на ряде площадей (Юрубчен-ская, Куюмбинская и другие) на глубинах 2-4 км. Осадочный чехол представлен отложениями рифейского, вендского, кембрийского возрастов и частично маломощными отложениями более молодого возраста. Общая мощность отложений осадочного чехла во впадинах может превышать 7-10 км [13].
Куюмбинское газоконденсатно-нефтяное месторождение находится в центральной части Камовского свода Байкитской антеклизы, на структурном выступе северо-восточного склона. Выступ связан с одним из центральных наиболее приподнятых блоков свода и осложнен серией продольных тектонических нарушений. Данное месторождение является первым в мире месторождением, на котором была доказана промышленная нефтегазонос-ность рифейских карбонатных толщ.
Куюмбинское месторождение входит в состав Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазона-копления, приурочено к природному резервуару в докембрийских, в основном рифейских, преимущественно доломитовых кавернозно-карстово-трещинных породах-коллекторах, перекрытых слабоконтрастным венд-нижнепалеозойским чехлом. Вскрытая мощность рифейских отложений меняется от 0 до 1030 м, глубина до эрозионной поверхности колеблется от 2145 до 2340 м. Продуктивным горизонтом является дезинтегрированная толща рифея, представленная преимущественно доломитами, а флюидоупором служат сульфатно-карбонатные отложения верхнего венда [13].
В рифейских отложениях месторождения открыто несколько залежей углеводородов: Северо-Куюмбинская, Южно-Куюмбинская I, Южно-Куюмбинская II, отделенных друг от друга узкой зоной пород-неколлекторов. Залежи расположены на глубинах 2,4-2,5 км и отличаются существенной неравномерностью
продуктивности (приточности), связанной с резко неоднородным строением рифейского резервуара. Границами залежей служат выступы фундамента, выходы на эрозионную поверхность преимущественно глинистых толщ рифея и отдельные разломы. Северо-Куюмбинская залежь нефтегазовая, массивная, сводовая, стратиграфически, литологи-чески и тектонически ограниченная, высота ее достигает 250 м, из них 170 м составляет нефтяная часть. Южно-Куюмбинская залежь по типу аналогична Северо-Куюмбинской залежи высотой до 80 м [14].
Нефть продуктивных отложений Куюмбин-ского газоконденсатно-нефтяного месторождения особо легкая (средняя плотность нефти в стандартных условиях составляет 0,819 г/см3), маловязкая (вязкость - 6,4 мПа-с). По содержанию смол нефть относится к малосмолистому типу, количество смолистых компонентов равно 3,83 %, малопарафини-стая (0,9 % парафина), малосернистая (0,127 % серы). Свободный газ продуктивных отложений по составу относится к метановым. Содержание метана составляет в среднем 76,97 % [15].
Катангская седловина (рифей-вендский нефтегазоносный комплекс). Катангская впадина (седловина) служит своеобразным переходным «мостиком» между крупными положительными и отрицательными структурами юга Сибирской платформы: Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклизами, Присаяно-Ени-сейской и Курейской синеклизами. В пределах этой структуры установлены самые древние рифейские отложения: нижняя - ереминская -толща рифея, вскрытая вблизи границы с гра-нитоидами кристаллического фундамента.
Собинское нефтегазоконденсатное месторождение в соответствии с нефтегазогеологи-ческим районированием приурочено к Катанг-ской нефтегазоносной области Лено-Тунгус-ской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Собинского вала, входящего в состав структур Собинско-Тэтэринского выступа, осложненного локальными поднятиями. Вал является крупной горстообразной структурой, амплитуда его вертикального смещения превышает 200 м.
Геологический разрез месторождения представлен отложениями протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя, залегающих на породах консолидированного гетерогенного фундамента архей-протерозойского возраста. Общая толщина осадочных отложений в пределах района по геофизическим данным составляет от 3 до 7 км. Максимальная вскрытая толщина осадочного разреза равна 3713 м (скважина Собинская-131).
Нефтегазоносность Собинского месторождения связана с подсолевыми горизонтами песчаников ванаварской свиты венда. Единичные проявления газа отмечались также в вышележащих терригенных отложениях оско-бинской свиты венда. Месторождение многозалежное. Залежи пластовые, сводовые, ли-тологически и тектонически экранированные. Главными факторами скопления нефти и газа является наличие литологических ловушек, связанных с выклиниванием песчаных пластов венда по направлению к Камовскому своду.
Основными нефтегазогенерирующими толщами считаются глинистые породы аянской свиты рифея, обогащенные органическим веществом. Основная часть углеводородов мигрировала по поверхности несогласия между рифеем и вендом, заполняя ловушки в вендских породах. Кроме того, установлено уменьшение мощности битумонасыщенных пластов и изменение состава нафтидов от мальт к нефтям вверх по склону Собинского поднятия, что свидетельствует о генетической связи ванаварской битумной залежи и нефте-газоконденсатных месторождений в пределах Собинско-Тэтэринского выступа, сформировавшихся за счет латеральной миграции [ 16].
Нефти Собинского нефтегазоконденсат-ного месторождения легкие и средние (плотностью 0,824-0,859 г/см3), малопарафини-стые (1,28-3,58 масс. % парафина), малосернистые и сернистые (0,24-1,28 масс. % серы), смолистые (13-14 масс. % смол и асфальте-нов). Конденсаты характеризуются низкой плотностью, смолистостью, практически не содержат парафина.
Газовые залежи в основном метанового состава, содержат тяжелые углеводороды, преимущественно этан, а также азот и гелий.
Свободный газ содержит: метана - 62,9-75 %; гомологов метана - до 7,1 %; азота - 2328,1 %; углекислого газа - 0,2 %. Отмечается высокое (до 0,58 %) содержание гелия. Характерной особенностью газов является повышенное содержание азота, в отдельных пробах достигающее 30-59 %. Сухие высокоазотные газы приурочены к присводовой части месторождения, к крыльям они сменяются более жирными.
Непско-Ботуобинская антеклиза (вендский нефтегазоносный комплекс). Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область по площади соответствует Непско-Ботуобинской антеклизе и входит в состав главного пояса нефтегазоносности Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В этом поясе находятся почти все открытые в провинции месторождения углеводородов, приуроченные к положительным структурам: Камовскому, Непскому сводам, Мирнинскому выступу, Собинском валу [17].
Отложения осадочного чехла Непско-Ботуобинской антеклизы залегают на эродированной поверхности пород кристаллического фундамента архей-протерозойского возраста (рис. 3).
Они представлены в основном гранитами, гранодиоритами, в меньшей мере сланцами. На рифейской пенепленизированной поверхности на глубинах 3104-3474 м залегают породы нижнего палеозоя: терригенный комплекс осадков ушаковской свиты (124 м) венда - кембрия и нижнемотской подсвиты (247 м) нижнего кембрия. Непско-Ботуобин-ская антеклиза (особенно ее северная часть) отличается особо благоприятным расположением на стыке трех крупнейших отрицательных структурных элементов Сибирской платформы (Тунгусский, Вилюйский и Патомский депоцентры).
На ранних этапах формирования осадочного чехла вплоть до среднего кембрия в осадочных бассейнах указанных структур происходила интенсивная генерация углеводородов с одновременной миграцией в сторону приподнятых участков платформы, одним из которых служила Непско-Ботуобинская антеклиза. Источником флюидов для Непско-Боту-обинской нефтегазоносной области является
Рис. 3. Сводный геолого-геофизический разрез центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы6:
1 - доломиты; 2 - аргиллиты; 3 - песчаники; 4 - мергели; 5 - ангидриты; 6 - соли; 7 - алевролиты; 8 - траппы Fig. 3. Summary geological and geophysical section of the central part of the Nepa-Botuoba anteclise6:
1 - dolomites; 2 - mudstones; 3 - sandstones; 4 - marls; 5 - anhydrites; 6 - salts; 7 - siltstones; 8 - traps
6 Рапацкая Л. А., Иванов А. Н., Буглов Н. А. Геология нефти и газа: учеб. пособие. Иркутск: Изд-во ИРНИТУ, 2014. 451 с.
Предпатомский прогиб (Предпатомский па-леоочаг), где в позднем докембрии (рифей, венд) на больших глубинах накопились мощные толщи, обогащенные органическим веществом, послужившие нефтегазопроизводя-щими отложениями (см. рис. 1). К такому заключению пришла И. К. Иванова, утверждавшая, что палеотемпературы формирования нефти и конденсатов Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области значительно «превышают возможные термобарические параметры, существовавшие в прошлом на Не-пском своде (с учетом палеопогружения венд-кембрийских отложений)» [18]. Это позволило предположить, что газоконденсатные и нефтяные залежи здесь были сформированы за счет латеральной миграции флюидов из Предпа-томского прогиба, в котором материнские отложения были погружены на большие глубины [18].
Вещественным выражением флюидодина-мических систем, сгенерированных в палео-очаге, служат три нефтегазоносных комплекса в осадочном чехле Непско-Ботуобин-ской антеклизы: кембрийский, венд-кембрийский и вендский, содержащие более 20 продуктивных пластов, выделенных и прослеженных на основе детальной корреляции отложений, анализа литологического состава и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов продуктивных горизонтов.
Чаяндинское нефтегазоконденсное месторождение в тектоническом отношении находится в северо-восточной части Непско-Пеле-дуйского свода, осложняющего Непско-Боту-обинскую антеклизу, в зоне сочленения его с Мирнинским выступом на севере и Нюйско-Джербинской впадиной Предпатомского прогиба на востоке. Месторождение приурочено к крупной неантиклинальной ловушке, связанной с зоной регионального выклинивания коллекторов венда вверх по восстанию пластов в сторону Непско-Пеледуйского свода. В строении и нефтегазоносности терригенных продуктивных горизонтов Чаяндинского месторождения главную роль играют структурный и литологический факторы. В условиях преимущественного моноклинального залегания продуктивных отложений большое влияние на образование неантиклинальных ловушек ока-
зывают многочисленные разрывные нарушения [19].
Геологический разрез месторождения представлен нижнепротерозойскими породами кристаллического фундамента, а также вендскими, кембрийскими, юрскими и четвертичными отложениями осадочного чехла, большая часть которого сложена терригенно-карбонатными отложениями венда и гало-генно-карбонатными отложениями кембрия.
В пределах Чаяндинского месторождения промышленные скопления углеводородов выявлены в трех горизонтах: ботуобинском, ха-макинском и талахском [19]. Также на ограниченной площади продуктивен вилючанский горизонт, но по строению газовой залежи он составляет единый резервуар с талахским горизонтом. Основные запасы нефти приурочены к залежи ботуобинского продуктивного горизонта, высота которого достигает 330 м.
Большинство исследователей считает ботуобинский горизонт возрастным аналогом парфеновского. Он приурочен к нижней (боту-обинской) подсвите бюкской свиты венда, на 85-90 % сложен преимущественно кварцевыми, полевошпаткварцевыми мелко-средне-зернистыми песчаниками мощностью от 15 до 36 м.
Залежи ботуобинского горизонта являются в основном газоконденсатными с нефтяными оторочками. В плане ботуобинский горизонт представляет собой песчаную линзу весьма прихотливой формы, вытянутую в северо-восточном направлении, мощность которой меняется от 0 до 28 м. Наибольшие мощности фиксируются в пределах чаяндинской моноклинали, наименьшие - в пределах нижнеха-макинской структурной террасы. Глубины залегания горизонта - 1540-1970 м. Горизонт обладает высокими емкостно-фильтрацион-ными свойствами. Пористость его в среднем равна 12-14 % и в отдельных случаях достигает 20 %, проницаемость - (200-300)-10-3 мкм, наиболее высокие значения достигают 2000 10-3. Для залежей характерны аномально низкие пластовые температуры (93,1 °С) и давление (11,97-13,28 МПа). Нефть характеризуется плотностью 0,884 г/см3, вязкостью 11,81 мПа-с, малосмолистостью, ма-лопарафинистостью, малосернистостью.
Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение общей площадью 2,4 тыс. км2 является крупнейшим в Иркутской области и вторым по величине на востоке России. Месторождение относится к Восточно-Сугдин-скому нефтегазоносному участку Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В геоструктурном отношении оно приурочено к северо-западной периклинали Чоно-Пеледуйского поднятия в пределах присводо-вой части Непско-Ботуобинской антеклизы и связано со сложнопостроенной структурой размером 65*45 км.
Верхнечонское месторождение уникально по степени сложности геологического строения. Это обусловлено сочетанием тектонических нарушений, сопровождавшихся внедрением траппов, высокой минерализацией пластовых вод, резкой изменчивостью фильтра-ционно-емкостных свойств продуктивных горизонтов по площади и разрезу из-за невыдержанности литологического состава коллекторов, их засолонения и полного выклинивания [20].
В геологическом строении месторождения принимают участие отложения рифея, нижнего, среднего и верхнего кембрия и каменноугольной системы, которые со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на породах фундамента архей-протерозойского возраста. Общая толщина осадочных отложений изменяется от 1176 до 1729 м, не считая толщины залегающих среди них траппов.
В разрезе осадочной толщи Верхнечон-ского нефтегазоконденсатного месторождения выявлен ряд промышленно нефтегазоносных и перспективных горизонтов, имеющих доказанную нефтегазоносность и региональное распространение: верхнечонский, преображенский, устькутский, христофоров-ский и атовский.
Основным объектом промышленной разработки является верхнечонский горизонт, в котором сосредоточены 82 % извлекаемых запасов месторождения, в том числе 72 % запасов категории С1. Верхнечонский горизонт отличается блоковым строением с высокой степенью неоднородности, гидрофобным за-солоненным коллектором и низкой пластовой
температурой. Нефть горизонта имеет плотность 0,85 г/см3 и является среднепарафини-стой (1,2 масс. % парафина), малосернистой (0,4 масс. % серы), малосмолистой (5,7-7,8 масс. % смолы). Газ - метановый (80-92 %), содержание тяжелых гомологов - до 18-20 %, плотность - 0,667-0,731 г/см3.
Ангаро-Ленская ступень (вендский нефтегазоносный комплекс). Ангаро-Ленская ступень (прогиб) представляет собой моноклиналь, ограниченную на востоке и северо-востоке озером Байкал и Байкальской складчатой областью, на севере - Катангской седловиной, на западе и северо-западе - Непско-Ботуобинской антеклизой. Ангаро-Ленская ступень является областью широкого развития терригенно-карбонатных и соленосных пород позднедокембрийского и раннепалео-зойского возрастов, мощность которых колеблется от 600 до 800 м. Разрез осадочных отложений имеет платформенный характер и представлен породами рифея, венда, кембрия и ордовика. Мощность рифейских отложений составляет 0,3-5,4 км, вендских отложений - 0,4-0,5 км, палеозойских отложений -2,5 км. Ангаро-Ленская нефтегазоносная область охватывает всю территорию Ангаро-Ленской ступени и юго-западную оконечность Непско-Ботуобинской антеклизы. Площадь ее равняется 170 тыс. км2.
Ковыктинское газоконденсатное месторождение является одним из крупнейших в мире и самым крупным месторождением в Восточной Сибири. В тектоническом плане оно расположено на Ангаро-Ленской ступени и приурочено к пологому моноклинальному склону Ковыктинско-Жигаловской структурной террасы, осложненной Ковыктинским структурным носом. Согласно нефтегеологиче-скому районированию, территория месторождения относится к Ангаро-Ленской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Ковыктинская зона газонакопления включает три участка недр: Ковык-тинский, Чиканский и Хандинский, которые примыкают друг к другу и по сути приурочены к одной большой неструктурной ловушке.
В геологическом строении района Ковык-тинского газоконденсатного месторождения принимают участие породы кристаллического
фундамента протерозойского возраста и осадочные породы нижнего палеозоя. Непосредственно на древнем фундаменте на глубинах 3104-3474 м залегает терригенный комплекс осадков ушаковской свиты (124 м) венда -кембрия и нижнемотской подсвиты (247 м) нижнего кембрия. В разрезе осадочного чехла выделяется три нефтегазоносных комплекса: рифейский карбонатный, вендский терригенный и нижнекембрийский карбонатный. Они вмещают 12 продуктивных горизонтов мощностью от 10 до 100 м (рис. 4). Главным продук-
тивным горизонтом, к которому приурочены основные залежи углеводородов, является парфеновский горизонт венда регионального распространения, занимающий самую верхнюю часть разреза терригенного венда [21].
Горизонт сложен разнозернистыми кварц-полевошпатовыми и кварцевыми косослои-стыми песчаниками дельтовых и аллювиальных фаций мощностью 40-80 м. Продуктивными являются пласты П1 и П2 мощностью 14-33 и 38-54 м соответственно.
2 & ! щ m V ¿f Il 1 G ^ $ 9 1 Xjk> a к 1 «рис f hiui «opeta ГорИХМЫ, ПЛАСТ M «<V1/te»
fs о •m о 3 Ю P В ° 1 * д ÎWmltMM, а#м«ролитм *м>рг»л«« ■ и илмж HpjLMUn с l'poavxtMM А(УИШМ>ОИ ЛОЛОЫИГО». pe»0 MMKIMWU«
« m о ■ж. « Q «О a « д V ° Я U JE П S m л ж Щ
V 1 i =?—7= * ♦ *
KwrapcMt*
V \ •a fed • * •
EwMVwHpCM»»*
♦. *
| о
:: ГЦФСЛЯИМНИ« «аионны! икюи С npocnowo** Бм(>ю*<сим
i • « о VI S * j ;
ЛОГО**« Г О AiwtvuMiua И)МС1»ИЮО* AlOOOuiH
Д8ДВ
T ♦ ♦ Хрисюфоровсим
Освети
« " '
4 Ж • со > i ? 1 S s 1 2 m i им i me ДОООМИТЪ! Про-Ci <иими «МГИАрИ-* И WPOMWIWA ГПИ1>ИС1ые VcTw-«yi C1W
* 1 ô i : f о a в 1 ; g i â » Si Порсомимиио пвсма>*мсн», Пп^»иООС«»М
* ♦♦ % Q- ВС T i. __ о с игамромго* •р«ипли>о«
A p я • A 7Ш К(МСД'1ЯИ'аЛ< фу»5ДММтТ
1 :_■-..: 4 '■-!
2 1—Ù5 Мб
: 13 Г "б :.."9
Рис. 4. Сводный стратиграфический разрез месторождений Ковыктинской группы [21]:
1 - аргиллиты; 2 - алевролиты; 3 - песчаники; 4 - доломиты; 5 - известняки; 6 - каменная соль; 7 - ангидриты; 8 - мергели; 9 - кристаллические породы Fig. 4. Summary stratigraphic section of the Kovykta group deposits [21]:
1 - mudstones; 2 - siltstones; 3 - sandstones; 4 - dolomites; 5 - limestones; 6 - rock salt; 7 - anhydrites; 8 - marls; 9 - crystalline rocks
Газоконденсатные залежи выявлены в пластах П1 и П2 парфеновского горизонта. Продуктивная часть разреза характеризуется аномальными термобарическими условиями: пластовая температура достигает 57 °С, пластовое давление составляет 24,4-25,9 МПа, что на 4,7 МПа ниже гидростатического. Конденсаты месторождения относятся к типу легких метановых, однако фракционный состав их более обширен (до 300 °С), а углеводородный более богат компонентами. Они содержат керосиновую и дизельную топливные фракции. Конденсаты малосернистые (0,07-0,13 % серы), малосмолистые, малопарафинистые (0,07-0,17 % парафина), плотность их меняется от 686 до 748,3 кг/м3.
Вилюйская синеклиза и Предверхоянского прогиб - мезозойские газоносные и газоконденсатные комплексы. Вилюйская синеклиза территориально занимает в основном бассейн реки Вилюй. На севере она наложена на Анабаро-Оленекскую антеклизу, на юге - на Среднеленский перикратонный прогиб, а на востоке флексурным перегибом отделена от Предверхоянского краевого прогиба, развитие с которым шло синхронно в течение второй половины юры и в мелу. Нефтегазоносные геологические системы этих региональных структур объединяются в Лено-Вилюй-скую нефтегазоносную провинцию, в которую включены Лено-Вилюйская, Приверхоянская и Лено-Анабарская нефтегазоносные области. В отличие от месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского прогиба, локализующихся в отложениях венда и нижнего кембрия, в Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинции продуктивные горизонты известны в верхнепалеозойско-мезозойских отложениях, поэтому в литературе по геологии их разделяют на две нефтегазоносные провинции: Лено-Тунгусскую венд-кембрийскую и Лено-Вилюйскую пермь-мезозойскую [22].
Нефти пермских и триасовых отложений имеют плотность 0,84-0,86 г/см3, являются малосернистыми, малосмолистыми (до 5 % смол) и высокопарафинистыми (до 14 % парафина), доля аренов в них достигает 38 %. Нефти юрских отложений очень тяжелые (0,93 г/см3), малосернистые и малосмолистые, имеют долю аренов до 52 %, что сбли-
жает их с нефтью кембрийских толщ Бахтин-ского мегавыступа Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.
Газовые конденсаты пермских и триасовых отложений имеют плотность 0,74-0,79 г/см3, преимущественно метановый состав (до 56,2 % метана), доля нафтеновых углеводородов в них достигает 47 %, ароматических -21 %. Газовые конденсаты юрских отложений обладают плотностью 0,83 г/см3 и по составу являются метановыми.
Средневилюйское газоконденсатное месторождение входит в состав Лено-Вилюй-ской нефтегазоносной провинции. Открыто месторождение в 1965 г., разрабатывается с 1975 г. В тектоническом отношении оно приурочено к одноименной локальной структуре, осложняющей западный склон Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы. Средневи-люйское локальное поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания размером 34*22 км и амплитудой около 350 м. Структурные планы поднятия по юрским и нижнетриасовым отложениям совпадают. В пределах Средневи-люйской структуры ярко выраженных дизьюн-ктивных нарушений не выявлено.
По характеру геологического строения, условиям залегания и степени выдержанности коллекторов продуктивных пластов месторождение является сложным и относится к категории многозалежных. По типу строения ловушки, контролирующей месторождение, характеризуется как пластовое сводовое, по числу продуктивных горизонтов является многопластовым.
Разрез осадочных отложений изучен бурением до глубины 6519 м. Вскрытая его часть снизу вверх представлена верхнепалеозойскими (каменноугольные, пермские), мезозойскими (триасовые, юрские, меловые) и четвертичными отложениями (рис. 5). В разрезе выделяются верхнепермский, нижнетриасовый, среднетриасовый, нижнеюрский и сред-неюрско-меловой газогидродинамические комплексы, которые разделены региональными флюидоупорами, преимущественно глинистого состава. Разрез Средневилюй-ского месторождения характеризуется большим этажом газоносности.
S:
T=HT
11
12
13
N/'ll VI
Ш-
14
15
I
8
EI
10
© Ш
16
17
18
19
20
Рис. 5. Литолого-стратиграфическая схема Вилюйской синеклизы по данным бурения скважин Cpeднe-Bилюйcкой-27 u Бaппaгайской-1 [22]:
a - центральная часть (Хапчагайский вал), скважина Средне-Вилюйская-27; b - Южный борт, скважина Баппагайская-1 1 - угли; 2 - аргиллиты; 3 - алевролиты; 4 - песчаники; 5 - песчаники известковистые; 6 - песчаники «чистые»; 7 - известняки водорослевые; 8 - известняки глинистые; 9 - известняки песчанистые; 10 - доломиты «чистые»; 11 - доломиты глинистые; 12 - доломиты песчанистые; 13 - мергели доломитовые; 14 - брекчии доломитовых пород; 15 - брекчии терригенных пород; 16 - долериты; 17 - породы кристаллического фундамента; 18 - резервуары; 19 - флюидоупоры; 20 - нефтематеринские толщи Fig. 5. Lithological and stratigraphic diagram of the Vilyui syneclise based on drilling data
of Sredne-Vilyuyskaya-27 and Bappagayskaya-1 wells [22] a - central part (Khapchagai swell), Sredne-Vilyuiskaya-27 well; b - South wall, Bappagayskaya-1 well 1 - coals; 2 - mudstones; 3 - siltstones; 4 - sandstones; 5 - calcareous sandstones; 6 - "clean" sandstones; 7 - algal limestones; 8 - clayey limestones; 9 - sandy limestones; 10 - "clean" dolomites; 11 - clayey dolomites; 12 - sandy dolomites; 13 - dolomite marls; 14 - breccias of dolomitic rocks; 15 - breccias of terrigenous rocks; 16 - dolerites; 17 - rocks of crystalline foundation; 18 - reservoirs; 19 - reservoir cap rocks; 20 - oil source strata
b
2
4
5
6
9
a
Промышленные притоки газа и газа с конденсатом получены из юрских, триасовых и пермских отложений в интервале глубин от 950 до 2950 м. Глубина залегания продуктивных пластов варьирует от 1430 до 4180 м. Основными продуктивными отложениями являются песчаники нижнего триаса, в котором выделяются горизонты T1-I, T1-II, T1-III, а главным объектом разработки - горизонт Т1 -III, с которым связано 97 % запасов газа и конденсата всего месторождения. Продуктивный горизонт Т1 -III приурочен к нижней части моном-ской свиты нижнего триаса, выполняющей роль экрана. Он перекрывается и подстилается аргиллитами и представлен несколькими песчаными пластами, не выдержанными по простиранию [23]. Эффективные толщины горизонта изменяются от 10 до 50 м, среднее значение коэффициента открытой пористости составляет 20 %, коэффициента газонасыщенности - 65 %. Содержание стабильного конденсата - 60 г/м3. Плотность газа - 585657 кг/м3. Состав газа: CH4 - 90,6-95,3 %; N2 -0,5-0,85 %; CO2 - 0,3-1,3 %.
Енисей-Хатангский, Анабаро-Хатангский и Лено-Анабарский прогибы (мезозойские нефтегазоносные комплексы)7. Енисей-Ха-тангский нефтегазоносный бассейн, охватывающий одноименный региональный прогиб, расположен в западной половине Таймырской низменности и ограничен двумя плато: Быр-ранга на севере и Путорано на юге. Прогиб разделяет Сибирскую платформу и Таймырскую складчатую область и одновременно является составной частью зоны мезозойско-кайнозойских депрессий, протягивающейся от Западно-Сибирской геосинеклизы через Ана-баро-Хатангскую седловину до Вилюйской ге-мисинеклизы.
С позиции тектоники плит Енисей-Хатанг-ский нефтегазоносный бассейн рассматривается как структура, сформированная над внут-риконтинентальной рифтовой системой доюр-ского возраста. Это доказывается большой мощностью осадочного чехла (8-14 км в центре и 5-6 км по бортам), общим утонением литосферы под прогибом с подъемом поверхности Мохоровичича, а также градиентным ха-
рактером строения потенциальных геофизических полей, связанных, по всей вероятности, с развитием ультраосновных интрузий.
Мезозойские нефтегазоносные комплексы Енисей-Хатангского, Анабаро-Хатангского и Лено-Анабарского прогибов отличаются от пермско-мезозойских комплексов Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба структурным положением. Все они приурочены к крупной региональной геологической системе - мезозойскому Енисей-Хатангскому палеорифту.
По литологическому составу разрезы па-леорифта близки осадочным комплексам Западно-Сибирской плиты (западная часть па-леорифта) и разрезу Вилюйской синеклизы (восточный фланг палеорифта). В частности, значительные залежи углеводородов восточного фланга залегают не только в отложениях мезозоя, но и в пермских отложениях палеозоя (Южно-Тягинское месторождение нефти и другие).
Осадочный чехол Енисей-Хатангского регионального прогиба представлен преимущественно карбонатными и терригенными отложениями рифея, венда, нижнего и верхнего палеозоя, триаса, юры и мела общей мощностью 12 км (рис. 6) [24].
В нефтегазоносном отношении Енисей-Хатангский региональный прогиб входит в состав одноименной нефтегазоносной области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В пределах открыто 17 месторождений нефти и газа. Большая часть залежей углеводородов сконцентрирована в нижнемеловых отложениях, два месторождения связаны с верхнемеловыми отложениями, три приурочены к юре. Большинство месторождений газовые и газоконденсатные. Наиболее изученными и перспективными на поиски углеводородов являются субаквальные отложения юр-ско-мелового комплекса, в составе которого выделено девять региональных (субрегиональных) и зональных резервуаров: шесть -в юрских, две - в нижнемеловых и один - в верхнемеловых отложениях, перекрытых флюидоупорами [25].
7 Анабаро-Хатангскую седловину условно рассматривают в составе Енисей-Хатангского прогиба.
Инд.
Татарский
£ ас= В ш о
<_) U Ь-
—Z
о и о £ о> ^ Д jo
Характеристика пород
Пески, супеси, суглинки, галька
Пески, алевриты, глины с редкими прослоями углей
Переслаивание пачек глин, алевритов и песков уплотненных, ритмично чередующихся в разрезе
Пески, алевриты, глины внизу с прослоями туффитов
Базальты и их туфы, глины
Аргиллиты,алевролиты
Песчаники мелкозернистые, пачки и прослои аргиллитов. Песчаники образуют 6 горизонтов. В подошве встречаются пластовые интрузии
Ритмичное чередование аргиллитов и песчаников (5 горизонтов). Вверху преобладают песчаники
Чередование различных аргиллитов и песчаников.
В разрезе выделены 17 песчаных горизонтов. Пластовые интрузии и дайки долеритов
Известняк с прослоями аргиллитов и ангидритов, внизу доломитизированных
Гипсовоангидритовая толща
с прослоями глин. Внизу пласты каменной соли с пластами ангидритов и глин
Мергелистые известняки, местами доломитизированные
Мергелистые известняки пестроцветные. Местами чистые с прослоями горючих
и кремнистых сланцев. На юго-западе - доломиты, известняки
Доломиты, известняки с подчиненными прослоями мергелей. В основании пачка песчаников, кварцитов, прослои конгломератов
Кристаллические сланцы, гнейсы, мигматиты
I
5SO
У Я?
- V -VI-
-VI3-
-vi6-
-VII-
-Vllh
R-
D » НЧ О б О Ctl А 1
2
;.; i; i_i_Li_L
V I V I V f v i v г
У г V ' V
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12
13
14
15
Рис. 6. Сводный литолого-стратиграфический разрез Анабаро-Хатангской седловины
по материалам бурения [25]:
1 - пески, гравелиты; 2 - песчаник; 3 - алевролит; 4 - аргиллит; 5 - ангидрит, гипс; 6 - соль; 7 - известняк; 8 - известняк глинистый; 9 - мергель; 10 - мергель доломитовый; 11 - известняк мергелистый, доломитизированный; 12 - пластовые интрузии и дайки долеритов; 13 - базальты, туффиты; 14 - уголь; 15 - кристаллические сланцы, гнейсы, мигматиты Fig. 6. Summary lithological and stratigraphic section of the Anabar-Khatanga saddle
based on drilling materials [25]: 1 - sands, gravelstones; 2 - sandstone; 3 - siltstone; 4 - mudstone; 5 - anhydrite, gypsum; 6 - salt; 7 - limestone; 8 - clayey limestone; 9 - marl; 10 - dolomitic marl; 11 - dolomitic marl limestone; 12 - sills and dolerite dikes; 13 - basalts, tuffites; 14 - coal; 15 - crystalline schists, gneisses, migmatites
Месторождения нефти и газа Енисей-Ха-тангского прогиба отличаются многопластово-стью, сложным блоковым строением залежей, обусловленным многочисленными разрывными нарушениями по всему разрезу, и многофазовым состоянием залежей [26]. Разрывные нарушения в основном представлены сбросами, характеризующимися либо серией ступенчатых разрывов, либо сложнопостроен-ной полосой крупных трещин.
Мессояхское газовое месторождение (Во-сточно-Мессояхское и Западно-Мессояхское) считается предельно сложным для промышленного освоения. Научная и практическая значимость Мессояхского месторождения определяется следующим:
- это самое северное из разрабатываемых нефтяных месторождений в России;
- на фоне таких гигантов, как Уренгойское, Самотлорское, Медвежье, Мессояхское месторождение с запасами около 24 млрд м3, утвержденными Государственной комиссией по запасам, можно назвать карликом, но именно оно сыграло роль мощного катализатора в исследовании природных газогидратов в мире;
- Мессояхское месторождение было одним из первых месторождений, в которых был накоплен серьезный опыт промышленной разработки газогидратных залежей [26, 27].
В тектоническом плане Мессояхское месторождение относится к одноименной локальной структуре, осложняющей сводовую часть Танамско-Малохетского мегавала Ени-сей-Хатангского регионального прогиба. В нижнемеловых отложениях эта структура представляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания размерами 18*10 км с амплитудой 100 м [27].
Геологический разрез месторождения сложен песчано-глинистыми отложениями сред-неюрского, нижне- и верхнемелового, палеоценового возраста, перекрытыми четвертичными осадками (рис. 7).
Продуктивная толща представлена алев-ролитовыми породами с прослоями глин и из-вестковистых песчаников. Выявленная залежь приурочена к сложнопостроенной толще в кровле резервуара, которая делится на две части. Верхняя сложена частым переслаива-
нием алеврито-глинистых и песчанистых пород, которые в пределах ловушки меняют мощность от 15 до 74 м. Нижняя часть толщи сложена преимущественно песчаниками и песками, продуктивная мощность которых достигает 56 м. По типу ловушки залежь относится к массивным, сводовым. Проведенные исследования показали, что вверху залежи часть газа находится в виде гидрата, а нижележащая, подстилающая ее часть содержит газ в свободном состоянии. Коэффициент открытой пористости коллекторов изменяется в пределах 16-38 % при средней величине в 25,5 % [27]. Максимальный дебит газа из залежи составил 179 тыс. м3/сут. Вместе с газом в небольшом количестве получена нефть плотностью 0,93 г/см3. По составу газ сухой метановый (содержание СН4 - 99 %).
Результаты исследования и их обсуждение
На основе вышеизложенного можно утверждать следующее:
1. Флюидодинамические процессы при всех возможных вариантах онтогенеза углеводородов играют ключевую роль в образовании залежей нефти и газа.
2. Геофлюидодинамическая система, как и любая другая система - объект крайне нестабильный, изменяющийся во времени и пространстве, но имеющий свое достаточно равновесное вещественное выражение - нефтегазоносный комплекс.
3. Нефтегазоносные комплексы, выделение которых является результатом комплек-сирования геологических, геохимических и геофизических исследований, служат вещественным выражением геофлюидодинамиче-ских систем разного возраста и распространены по всему стратиграфическому разрезу, а также по всей площади Сибирской платформы.
4. Литологический состав нефтегазоносных комплексов самый разнообразный, но преобладают в нем терригенные и карбонатные породы.
5. На Сибирской платформе выделены возможные очаги генерации углеводородов и возможные направления миграции флюидов.
6. Нефти разрезов месторождений разных
Рис. 7. Схема нефтегазогеологического районирования Енисей-Хатангского регионального прогиба [28]:
1 - граница мезозойско-кайнозойского осадочного чехла; 2 - административные границы; 3 - границы нефтегазоносных областей (а) и нефтегазоносных районов (b); 4 - границы перспективных земель; 5 - номера нефтегазоносных районов; 6 - перспективные земли: а - нефтегазоносные районы Хатангско-Вилюйской нефтегазоносной провинции, b - нефтегазоносные районы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, с - нефтегазоносные районы Лено-Тунгусской провинции; 7-11 - месторождения углеводородов: 7 - нефтяные, 8 - газовые, 9 - газонефтяные, 10 - газоконденсатные, 11 - нефтегазоконденсатные Fig. 7. Diagram of the oil and gas geological zoning of the Yenisei-Khatanga regional trough [28]: 1 - boundary of the Mesozoic-Cenozoic sedimentary cover; 2 - administrative boundaries; 3 - boundaries of oil and gas bearing areas (a) and oil and gas bearing districts (b); 4 - boundaries of promising lands; 5 - numbers of oil and gas bearing districts; 6 - promising lands: a - oil and gas bearing districts of Khatanga-Vilyuyskaya oil and gas bearing province, b - oil and gas bearing districts of West Siberian oil and gas bearing province, с - oil and gas bearing districts of Lena-Tunguska province; 7-11 - hydrocarbon deposits: 7 - oil, 8 - gas, 9 - gas-oil, 10 - gas condensate, 11 - oil-gas condensate
Pr
Гыданская НГО
Енисей-Хатангская НГО
Баикдловсдое
v
© Озорное
Нефтегазоносные районы:
1 - Енисей-Пясинский
2 - Нижнеенисейский
3 - Агапский
4 - Танамский
5 - Рассохинский
6 - Малохатский
7 - Предпуторанский 8 - Гыданский 9 - Мессояхский 10 - Большехетский 11 - Ванкорский
1 2
4 5 a b с 6
7 8 9
10 11
возрастных комплексов значительно отличаются по составу и плотности: протерозойские нефти по составу нафтено-метановые, в основном легкие и средние (0,8-0,86 г/см3), малосернистые (0,1-0,28 %), содержание смол в них - 0,8-14,4 % (до 27 % в Юрубчено-
Тохомской зоне), парафинов - 0,3-3,3 %. Нефть из отложений рифея и венда нафтено-метанового типа имеет плотность 0,8-0,86 г/см3, малосернистая (0,1-0,28 % серы), смол содержит в интервале от 0,8-14,28 масс. %, парафинов - 0,3-3,3 масс. %. Плотность
нефти терригенных вендско-нижнекембрий-ских отложений изменяется от 0,8 до 0,88 г/см3, нефть содержит повышенные количества серы (0,28-1 масс. %) и смол (до 15,5 масс. %). Нефти карбонатных вендско-нижне-кембрийских отложений (осинский горизонт) имеют плотность 0,8-0,9 г/см3, доля серы в них составляет 0,1-1,4 масс. %, смол - 1-24 масс. %, отмечено наименьшее количество метаново-нафтеновых углеводородов (61-63 масс. %) [17]. В то же время «по имеющимся многочисленным данным, нефти Сибирской платформы относятся к единому генетическому типу, для которого характерно преобладание метановых углеводородов. Один из важных признаков углеводородного состава -преобладание изоалканов над алканами, повышенное содержание фитана». Тем не менее последнее утверждение представляется спорным, так как на территории Сибирской платформы следует учитывать наличие нескольких нефтегазоносных провинций [29].
Заключение
Нефтегазоносные комплексы представляют собой подразделения высокого ранга в разрезах нефтегазоносных бассейнов Сибирской платформы и выделены во всех основных стратиграфических подразделениях геохронологической шкалы. Если принять за данность, что они являются вещественным выражением природных геофлюидодинамических систем разного возраста, то можно предполагать, что последние существовали на протяжении всей геологической истории существования Земли, но их самореализация проходила в условиях наиболее благоприятного сочетания глобальных общепланетарных факторов - климатических, геоструктурных и геохимических. Реальным подтверждением существования геофлюидодинамических систем служат многочисленные месторождения углеводородов разнообразного фазового состояния и разного возраста.
Список источников
1. Соколов Б. А., Абля Э. А. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. М.: Геос, 1999. 76 с.
2. Запивалов Н. П., Попов И. П. Флюидодинамиче-ские модели залежей нефти и газа. Новосибирск: Гео, 2003. 195 с.
3. Скачек К. Г., Ларичев А. И., Бостриков О. И., Гриценко С. А., Видик С. В. Флюидодинамическое моделирование в нижних горизонтах осадочного чехла Среднеобской нефтегазоносной области Западной Сибири // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2010. Т. 5. № 2. [Электронный ресурс]. URL: https://www. ngtp.ru/rub/6/19_2010. pdf (18.08.2022).
4. Magoon L. B., Dow W. G. The petroleum system -from source to trap. Richardson: American Association of Petroleum Engineers, 2012. 644 p.
5. Pang X-Q., Jia C-Z., Wang W-Y. Petroleum geology features and research developments of hydrocarbon accumulation in deep petroliferous basins // Petroleum Science. 2015. Vol. 12. P. 1-53. https://doi.org/10.1007/s12182-015-0014-0.
6. Хаин В. Е., Соколов Б. А., Марасанова Н. В. Гео-флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазо-носности осадочных бассейнов // Геология нефти и газа. 1988. № 1. С. 60-62.
7. Соболев П. Н., Шиганова О. В., Дыхан С. В. Перспективы увеличения нефтегазового потенциала до-кембрийских отложений Лено-Тунгусской провинции // Геология нефти и газа. 2009. № 6. С. 62-71.
8. Трофимук А. А., Молчанов В. И., Параев В. В. Особенности геодинамических обстановок формирования гигантских месторождений нефти и газа // Геология
и геофизика. 1998. Т. 39. № 5. С. 673-682.
9. Конторович А. Э. Общая теория нафтидогенеза // Базисные концепции, пути построения. Теоретические и региональные проблемы теории нефти и газа. Новосибирск: Наука, 1991. С. 29-44.
10. Дробот Д. И., Пак В. А., Девятилов Н. М., Хохлов Г. А., Карпышев А. В., Бердников И. Н. Нефтегазо-носность докембрийских отложений Сибирской платформы, перспективы подготовки и освоения их углеводородного потенциала // Геология и геофизика. 2004. Т. 45. № 1. С. 110-120.
11. Ступакова А. В., Хведчук И. И., Сауткин Р. С., Коробова Н. И., Сивкова Е. Д. Переформирование залежей в древних нефтегазоносных бассейнах (на примере залежей восточного склона Байкитской антеклизы Сибирской платформы) // Георесурсы. 2019. Т. 21. № 2. С. 31-41. https://doi.Org/10.18599/grs.2019.2.31-41.
12. Трофимук А. А. Куюмбо-Юрубчено-Тайгинское газонефтяное месторождение - супергигант Красноярского края: основы технико-экономического обоснования разработки. Новосибирск: Изд-во ОИГГМ, 1992. 59 с.
13. Харахинов В. В., Шленкин С. И., Зеренинов В. А., Рябченко В. Н., Зощенко Н. А. Нефтегазонос-ность докембрийских толщ Куюмбинско-Юрубчено-То-хомского ареала нефтегазонакопления // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 1. [Электронный ресурс]. URL: https://www.ngtp.ru/rub/4/12_ 2011.pdf (18.08.2022).
14. Мельников Н. В., Смирнов Е. В., Масленников М. А., Процко А. Н., Боровикова Л. В. Геологические предпосылки прироста минерально-сырьевой базы
Юрубчено-Куюмбинского центра нефтедобычи // Геология и геофизика. 2017. Т. 58. № 3-4. С. 586-601. https://doi.org/10.15372/GiG20170321.
15. Ситников В. С., Павлова К. А., Севостьянова Р. Ф. Перспективы нефтеносности центральных районов Западной Якутии // Геология нефти и газа. 2018. № 6. С. 63-72. https://doi.org/10.31087/0016-7894-2018-6-63-72.
16. Дыхан С. В. Поверхностные газогеохимические поля над залежами углеводородов Собинского месторождения // Дегазация Земли - геодинамика, геофлюиды, нефть и газ: материалы Междунар. конф. памяти акад. П. Н. Кропоткина (Москва, 20-24 мая 2002 г.). М.: Геос, 2002. С. 322-325.
17. Мельников Н. В. Нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгусской провинции // Геология и геофизика. 1996. Т. 37. № 8. С. 196-205.
18. Иванова И. К., Чалая О. Н., Каширцев В. А. Па-леотемпературные условия формирования газокон-денсатных систем на востоке Сибирской платформы // Наука и образование. 2003. № 3. С. 50-52.
19. Рыжов А. Е., Крикунов А. И., Рыжова Л. А., Ка-нунникова Н. Ю. Уточнение геологической модели Ча-яндинского нефтегазоконденсатного месторождения // Вести газовой науки. 2011. № 1. С. 132-145.
20. Рапацкая Л. А. Влияние особенностей геологического строения Верхнечонского нефтегазоконденсат-ного месторождения на систему его разработки и эксплуатации. Науки о Земле и недропользование. 2020. Т. 43. № 3. С. 350-363. https://doi.org/10.21285/2686-9993-2020-43-3-350-363.
21. Юрова М. П., Томилова Н. Н. Разломно-блоко-вые модели залежей углеводородов Мирнинского свода Непско-Ботуобинской антеклизы // Вести газовой науки. 2012. № 1. С. 139-147.
22. Фролов С. В., Карнюшина Е. Е., Коробова Н. И., Бакай Е. А., Курдина Н. С., Крылов О. В. [и др.]. Особенности строения, осадочные комплексы и углеводородные системы Лено-Вилюйского нефтегазоносного бассейна // Георесурсы. 2019. Т. 21. № 2. С. 13-30. https://doi.org/10.18599^.2019.2.13-30.
23. Сафронов А. Ф. Сивцев А. И., Черненко В. Б. Нефтегазоносность нижнемезозойских отложений Хап-чагайского мегавала Вилюйской синеклизы // Геология и геофизика. 2014. Т. 55. № 8. С. 1263-1269.
24. Афанасенков А. П., Обухов А. Н., Чикишев А. А., Шайдаков В. А., Бордюг А. В., Каламкаров С. Л. Тектоника северного обрамления Сибирской платформы по результатам комплексного анализа геолого-геофизических данных // Геология нефти и газа. 2018. № 1. С. 7-27.
25. Дмитриевский А. Н., Еремин Н. А., Шабалин Н. А. Сейсмологическая характеристика разреза осадочного чехла арктической зоны Сибирской платформы // Геология нефти и газа. 2018. № 1. С. 29-47.
26. Адзынова Ф. А., Сухоносенко А. Л. Мессояхское газогидратное месторождение // Газохимия. 2010. № 11. С. 38-40.
27. Макогон Ю. Ф., Омельченко Р. Ю. Мессояха -газогидратная залежь, роль и значение // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2012. № 3. С. 5-19.
28. Конторович В. А. Тектоника и нефтегазоносность западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба // Геология и геофизика. 2011. Т. 52. № 8. С. 1027-1050.
29. Парфёнова Н. М, Косякова Л. С., Григорьев Е. Б., Шафиев И. М., Логинов В. А., Наренков Р. Ю. [и др.]. Нефтяной потенциал Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Вести газовой науки. 2021. № 2. С. 63-80.
References
1. Sokolov B. A., Ablya E. A. Fluid dynamic model of oil and gas formation. Moscow: Geos; 1999. 76 p. (In Russ.).
2. Zapivalov N. P., Popov I. P. Fluid dynamic models of oil and gas fields. Novosibirsk: Geo; 2003. 195 p. (In Russ.).
3. Skachek K. G., Larichev A. I., Bostrikov O. I., Gritsenko S. A., Vidik S. V. Fluid-dynamic simulation in the sedimentary cover lower horizons of the Sredneob petroleum region, Western Siberia. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika = Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies. 2010;5(2). Available from: https://www. ngtp.ru/rub/6/19_2010.pdf [Accessed 18th August 2022]. (In Russ.).
4. Magoon L. B., Dow W. G. The petroleum system -from source to trap. Richardson: American Association of Petroleum Engineers; 2012. 644 p.
5. Pang X-Q., Jia C-Z., Wang W-Y. Petroleum geology features and research developments of hydrocarbon accumulation in deep petroliferous basins. Petroleum Science. 2015;12:1 -53. https://doi.org/10.1007/s12182-015-0014-0.
6. Khain V. E., Sokolov B. A., Marasanova N. V. Geofluid dynamic factor in sedimentary basin tectonics and
oil and gas content. Geologiya nefti i gaza = Russian Oil and Gas Geology. 1988;1:60-62. (In Russ.).
7. Sobolev P. N., Shyganova O. V., Dykhan S. V. Prospects of increase in oil and gas potential of pre-cambrian deposits of Leno-Tungus province. Geologiya nefti i gaza = Russian Oil and Gas Geology. 2009;6:62-71. (In Russ.).
8. Trofimuk A. A., Molchanov V. I., Paraev V. V. Peculiarities of geodynamic settings of formation of gigantic petroleum deposits. Geologiya i geofizika. 1998;39(5):673-682. (In Russ.).
9. Kontorovich A. E. General theory of naphthidogene-sis. In: Bazisnye kontseptsii, putipostroeniya. Teoretiches-kie i regional'nye problemy teorii nefti i gaza = Basic concepts, construction ways. Theoretical and regional problems of oil and gas theory. Novosibirsk: Nauka; 1991, p. 29-44. (In Russ.).
10. Drobot D. I., Pak V. A., Devyatilov N. M., Khokhlov G. A., Karpyshev A. V., Berdnikov I. N. Oil and gas potential of Precambrian deposits of the Siberian platform, prospects of their hydrocarbon potential preparation and development. Geologiya i geofizika. 2004;45(1):110-120. (In Russ.).
11. Stoupakova A.V., Khvedchuk I.I., Sautkin R.S., Korobova N.I., Sivkova E.D. Reforming of deposits in ancient oil and gas basins (on the example of deposits of the Baikit Anteclise eastern slope of the Siberian Platform). Georesursy. 2019;21(2):31-41. https://doi.org/10.18599/ grs.2019.2.31 -41.
12. Trofimuk A. A. Kuyumbo-Yurubcheno-Taiga gas and oil field as a supergiant of the Krasnoyarsk Territory: fundamentals of the feasibility study of the development. Novosibirsk: United Institute of Geology, Geophysics and Mineralogy; 1992. 59 p. (In Russ.).
13. Kharakhinov V. V., Shlenkin S. I., Zereninov V. A., Ryabchenko V. N., Zoschenko N. A. Petroleum potential of Precambrian strata of Kuyumbinskoyurubcheno-Tokhomsky oil and gas accumulation area. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika = Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies. 2011;6(1). Available from: https://www.ngtp.ru/rub/4/12_2011.pdf [Accessed 18th August 2022]. (In Russ.).
14. Mel'nikov N. V., Smirnov E. V., Maslennikov M. A., Protsko A. N., Borovikova L. V. Geologic prerequisites for increment of the mineral resources base of the Yurubchen-Kuyumba petroleum production center. Geologiya i geof-izika. 2017;58(3-4):586-601. (In Russ.). https://doi.org/10. 15372/GiG20170321.
15. Sitnikov V. S., Pavlova K. A., Sevost'yanova R. F. Oil potential of the central part of the Western Yakutia. Geologiya nefti i gaza = Russian Oil and Gas Geology. 2018;6:63-72. (In Russ.). https://doi.org/10.31087/0016-7894-2018-6-63-72.
16. Dykhan S. V. Surface gas-geochemical fields over the Sobinsky hydrocarbon deposits. In: Degazatsiya Zemli - geodinamika, geoflyuidy, neft' i gaz: materialy Mezhdu-nar. konf. pamyati akad. P. N. Kropotkina = Degassing of the Earth - geodynamics, geofluids, oil and gas: proceedings of the international conference in memory of the Academician P. N. Kropotki. 20-24 May 2002, Moscow. Moscow: Geos; 2002, p. 322-325. (In Russ.).
17. Mel'nikov N. V. Oil and gas bearing complexes of the Lena-Tunguska province. Geologiya i geofizika. 1996;37(8): 196-205. (In Russ.).
18. Ivanova I. K., Chalaya O. N., Kashirtsev V. A. Pale-otemperature formation conditions of gas condensate systems in the east of the Siberian platform. Nauka i obra-zovanie. 2003;3:50-52. (In Russ.).
19. Ryzhov A. E., Krikunov A. I., Ryzhova L. A., Kanunnikova N. Yu. Refining the geological model of the
Chayandinsky oil and gas condensate field. Vesti gazovoi nauki. 2011;1:132-145. (In Russ.).
20. Rapatskaya L. A. The features of the geological structure of the Verkhnechonsky oil and gas condensate field and their influence on the field development and operation system. Nauki o Zemle i nedropol'zovanie = Earth sciences and subsoil use. 2020;43(3):350-363. (In Russ.) https://doi.org/10.21285/2686-9993-2020-43-3-350-363.
21. Yurova M. P., Tomilova N. N. Fault-block models of hydrocarbon deposits of the Mirny arch of the Nepa-Bot-uoba anteclise. Vesti gazovoi nauki. 2012;1:139-147. (In Russ.).
22. Frolov S. V., Karnyushina E. E., Korobova N. I., Bakay E. A., Kurdina N. S., Krylov O. V., et al. Features of the structure, sedimentary complexes and hydrocarbon systems of the Leno-Vilyuisky oil and gas basin. Georesursy = Georesources. 2019;21(2):13-30. (In Russ.). https://doi.org/10.18599/grs.2019.2.13-30.
23. Safronov A. F., Sivtsev A. I., Chernenko V. B. Oil potential of the lower Mesozoic deposits of the Khapchagai megaswell of the Vilyui syneclise. Geologiya i geofizika. 2014;55(8):1263-1269. (In Russ.).
24. Afanasenkov A. P., Obukhov A. N., Chikishev A. A., Shaydakov V. A., Bordyug A. V., Kalamkarov S. L. Tectonic setting of the northern surroundings of the Siberian platform based on the integrated study of geological and geophysical data. Geologiya nefti i gaza = Russian Oil and Gas Geology. 2018;1:7-27. (In Russ.).
25. Dmitrievsky A. N., Eremin N. A., Shabalin N. A. The seismic behaviour of the sedimentary cover section in the arctic zone of the Siberian platform. Geologiya nefti i gaza = Russian Oil and Gas Geology. 2018;1:29-47. (In Russ.).
26. Adzynova F. A., Sukhonosenko A. L. Messoyakha gas hydrate field. Gazokhimiya. 2010;11:38-40. (In Russ.).
27. Makogon Yu. F., Omel'chenko R. Yu. Messoyakha -gas hydrate deposit, its role and significance. Geologiya i poleznye iskopaemye Mirovogo okeana. 2012;3:5-19. (In Russ.).
28. Kontorovich V. A. The tectonic framework and petroleum prospects of the western Yenisei-Khatanga regional trough. Geologiya i geofizika. 2011;52(8):1027-1050. (In Russ.).
29. Parfenova N. M, Kosyakova L. S., Grigoryev E. B., Shafiev I. M., Loginov V. A., Narenkov R. Yu., et al. Petroleum potential of Lena-Tunguska oil-gas-bearing province. Vesti gazovoi nauki. 2021;2:63-80. (In Russ.).
Информация об авторе I Information about the author
Рапацкая Лариса Александровна,
кандидат геолого-минералогических наук, доцент, профессор кафедры прикладной геологии, геофизики и геоинформационных систем, Институт недропользования,
Иркутский национальный исследовательсий технический университет,
г. Иркутск, Россия,
raplarisa@yandex.ru.
Larisa A. Rapatskaya,
Cand. Sci. (Geol. & Mineral.), Associate Professor, Professor of the Department of Applied Geology, Geophysics and Geoinformation Systems, Institute of Subsoil Use,
Irkutsk National Research Technical University,
Irkutsk, Russia,
raplarisa@yandex.ru.
Вклад автора / Contribution of the author
Автор выполнил исследовательскую работу, на основании полученных результатов провел обобщение, подготовил рукопись к печати.
The author performed the research, made a generalization on the basis of the results obtained and prepared the copyright for publication.
Конфликт интересов / Conflict of interests
Автор заявляет об отсутствии конфликта интересов. The author declares no conflicts of interests.
Автор прочитал и одобрил окончательный вариант рукописи. The final manuscript has been read and approved by the author.
Информация о статье / Information about the article
Статья поступила в редакцию 13.09.2022; одобрена после рецензирования 19.10.2022; принята к публикации 16.11.2022.
The article was submitted 13.09.2022; approved after reviewing 19.10.2022; accepted for publication 16.11.2022.
