CC BY
23УДК 553.98(571. 56)
А. И. ЛАРИЧЕВ, И. В. БИГУН, А. И. КУДРЯШОВА (ВСЕГЕИ)
Перспективы нефтегазоносности Западного Прианабарья (Сибирская платформа)
Представлено литолого-петрографическое описание верхнедокембрийских и палеозойских нефтегазоносных комплексов, в соответствии с новыми структурными построениями уточнено структурно-тектоническое и нефтегеологическое районирование территории Западного Прианабарья, охарактеризованы нафтидопроявления и новые данные по петрофизическим и геохимическим показателям перспективных нефтегазоносных комплексов. Дана оценка перспектив нефтегазоносности территории с выделением локальных объектов и оценкой ресурсов углеводородов объемно-статистическим методом.
Ключевые слова: Сибирская платформа, Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция, венд, палеозой, нефтегазоносные комплексы, ресурсы.
^ I. LARICHEV, I. V. BIGUN, A. I. KUDRYASHOVA (VSEGEI)
Petroleum potential in the West Anabar (Siberian Platform)
The article gives a lithological and petrographic description of the Upper Precambrian and Paleozoic oil and gas bearing complexes. Structural-tectonic and oil-gas-geological zoning of the West Anabar updated in accordance with the new structural constructions. Naphtides-show are described and new data on the petrophysical and geochemical characteristics of the promising oil and gas complexes are represented. The assessment of the oil and gas potential of the territory is given with the allocation of local facilities and the assessment of hydrocarbon resources by the volume-statistical method.
Keywords: Siberian Platform, Lena-Tunguska petroleum province, Vend, Paleozoic, oil and gas bearing complexes, resources.
Введение. В настоящее время Сибирская платформа является объектом детального изучения с целью поисков залежей углеводородов. Большая часть геологоразведочных работ сконцентрирована в южных районах платформы. Здесь на территориях Байкитской, Непско-Ботуобинской анте-клиз и Катангской седловины открыты крупные месторождения нефти и газа, построен и действует Восточно-Сибирский нефтепровод (ВСТО), благодаря которому ведется активная добыча нефти на Юрубчено-Тохомском, Куюмбинском, Дулисмин-ском, Ярактинском, Верхне-Чонском, Талаканском и Среднеботуобинском месторождениях. Южные районы Сибирской платформы достаточно детально изучены сейсмическими методами и бурением, а северные, в силу своей удаленности и труднодо-ступности, изучены слабо. Тем не менее геологи связывают с ними большие надежды на открытие крупных залежей углеводородов.
Территория исследований располагается в зоне сочленения трёх надпорядковых структур: Енисей-Хатангского регионального прогиба (ЕХРП) — на севере, Анабаро-Оленёкской антеклизы — на востоке и юго-востоке и Курейской синеклизы — на западе и юго-западе. Она занимает большую часть площади листов R-47 и R-48 (рис. 1).
Сейсмическая изученность территории крайне низка. Отдельные профили МОВ-ОГТ имеются лишь в зоне сочленения Путоранского высту-
па и Анабаро-Оленёкской антеклизы. Территория ЕХРП в пределах выбранного участка изучена только сейсморазведкой МОВ и в последние годы региональными профилями МОВ-ОГТ.
Структурные поверхности горизонтов осадочного чехла недостаточно обоснованы, так как площадь закрыта редкой сетью сейсмических профилей и ограниченным числом глубоких скважин. Структурные планы построены по ограниченным сейсмическим и буровым материалам, данным потенциальных полей и геологической съемки.
Глубокое бурение на изученной территории Ана-баро-Оленёкской антеклизы не проводилось. В пределах Курейской синеклизы на Ледянском своде пробурена параметрическая скв. Ледянская 358, южнее границы территории исследований — Чирин-динская параметрическая скважина.
За основу структурно-тектонического и нефтега-зогеологического районирования были взяты структурные построения по листам R-47 и R-48 и актуализированы по сейсмическим и буровым материалам. На территории исследований располагаются северо-восточные районы Северо-Тунгусской НГО и западные районы Анабарской НГО. В пределах Северо-Тунгусской НГО выделяются две структуры первого порядка: Путоранский выступ и Верхнеко-чечумская впадина, а в центральных районах Ана-барской НГО — крупная положительная структура I порядка — Анабарский мегасвод (рис. 1).
© Ларичев А. И., Бигун И. В., Кудряшова А. И., 2018
:::::: :| 1 -2 - 3 ---- 4 ^5 ■ ■ 6 —7 8 9
Рис. 1. Структурно-тектоническое и нефтегазогеологическое районирование территории Западного Прианабарья
1 — перспективные прогнозируемые объекты; 2 — разломы; 3 — границы НГП; 4 — границы НГО; 5 — скважины; 6 — границы надпорядковых структур: I — Тунгусская синеклиза, II — Анабаро-Оленёкская антеклиза, III — Енисей-Хатангский региональный прогиб; 7 — границы структур I порядка: Ы — Путоранский выступ, — Верхнекочечумская впадина, П-1 — Анабарский мегасвод; 8 — изолинии подошвы кембрия (м); 9 — битумопроявления: а — мальты, б — асфальты, в — асфальтиты
Глубины залегания подошвы осадочного чехла в зоне сочленения Северо-Тунгуской и Анабарской НГО составляют около 4 км. В басс. рек Котуй и Котуйкан установлено отчетливо выраженное моноклинальное залегание пород осадочного чехла с углами падения 1°—4°, с увеличением на отдельных участках до 10°—12°, реже в приразломных зонах — до 15°—18°. Это обстоятельство является важным фактором при определении перспектив нефтегазоносности.
Фундаментом в пределах изучаемой территории являются сильнодислоцированные метаморфические породы архея. Разрез осадочного чехла суммарной мощностью до 9 км состоит из рифейских карбонатных и в меньшей степени терригенных толщ, на различных горизонтах которых с размывом залегают вендские карбонатные породы с подчиненным значением сульфатно-карбонатных и терригенных разностей; карбонатные и терри-генно-карбонатные образования нижнего палеозоя (кембрий — ордовик); морские карбонатные, карбонатно-терригенные и сульфатно-карбонатно-терригенные отложения среднего палеозоя (силур —
девон); несогласно залегающие лагунно-континен-тальные угленосные породы среднего — верхнего карбона и перми (тунгусская серия), на размытой поверхности которых лежат вулканогенные образования нижнего триаса. На территории широко развиты интрузивные образования трапповой формации позднепермско-раннетриасового возраста.
Основные нефтегазоносные комплексы. На
территориях Анабарской и Северо-Тунгусской НГО в осадочном чехле в качестве возможных нефтегазоносных комплексов выделяются вендские, кембрийские, ордовикские, силурийские и девонские отложения, а в пределах СевероТунгусской НГО и пермо-карбоновые отложения (рис. 2) [1—8]. Рифейский НГК в данной работе не рассматривается.
Вендский и венд-нижнекембрийский НГК представлены преимущественно карбонатными породами старореченской, немакит-далдынской, медвежин-ской и кугдаюряхской свит с подчиненным количеством терригенных пород: песчаников, аргиллитов, алевролитов и глинистых разностей карбонатов.
Результаты определения объемной и минералогической плотности, пористости, проницаемости
и пустотности образцов горных пород
Объем Плотность, г/см3 Порис-тость,% Проницаемость, 1015 м2 Пустотность
Образец Порода Возраст образца, см3 Масса, г объем- минера- с по- с учетом каверн
ная логическая по газу правкой и трещин, %
А2011/1 Доломит С^ 22,72 62,36 2,74 2,84 4,08 0,004 0,002 3,50
А3046/4 » G1ul 22,379 62,51 2,79 2,85 2,37 0,010 0,005 2,04
А3046/5 » С^ 27,029 72,60 2,69 2,84 5,34 0,154 0,112 5,33
А4017/1 Известковис-тый доломит С1ul 15,767 41,48 2,63 2,83 6,31 12,000 11,207 7,19
А4018/1 Доломит С1ul 18,639 51,28 2,75 2,84 2,94 0,114 0,084 3,29
А4023/1 » С1ul 27,51 74,05 2,69 2,84 4,37 0,082 0,058 5,29
А5066/2 Известковис-тый доломит С1ul 19,185 53,63 2,80 2,84 1,56 0,001 0,000 1,55
А5066/3 Доломит 21,303 57,06 2,68 2,83 4,61 0,404 0,313 5,45
А5066/4 » С1ul 17,9 48,14 2,69 2,84 5,08 8,780 8,112 5,27
А5066/6 » С1ul 25,524 70,45 2,76 2,85 2,96 0,099 0,070 3,09
А5077/3 » С1ul 36,862 102,7 2,79 2,85 2,13 0,002 0,001 2,12
А5077/4 Известковис-тый доломит С1ul 28,059 78,86 2,81 2,86 1,39 0,001 0,000 1,74
А5077/10 Доломит 19,336 53,76 2,78 2,85 2,10 15,656 14,591 2,59
А5077/(2) » С1ul 21,667 58,64 2,71 2,87 4,88 0,266 0,199 5,66
А3054/1 » С1-2ur 27,668 77,80 2,81 2,86 1,66 0,004 0,001 1,57
А5034/1 Известковис-тый доломит С1-2ur 19,487 54,24 2,78 2,85 2,33 4,930 4,392 2,29
А5034/2 Доломит С1-2ur 23,339 64,95 2,78 2,85 2,33 0,001 0,000 2,38
А5038/1 Известковис-тый доломит С1-2ur 35,656 95,33 2,67 2,84 5,23 0,008 0,005 5,83
А5039/1 Доломит С1-2ur 20,431 55,32 2,71 2,86 5,29 0,351 0,264 5,32
А5041/2 » С1-2ur 16,509 45,35 2,75 2,87 3,32 7,098 6,415 4,28
А5041/3 » С1-2ur 25,924 70,16 2,71 2,84 4,11 7,495 6,868 4,85
А5041/4 » С1-2ur 18,955 52,50 2,77 2,84 2,38 0,007 0,004 2,59
А5044/1 Окремненный доломит С1-2ur 27,086 76,45 2,82 2,85 1,00 0,004 0,002 0,94
А5046/1 Доломит С1-2ur 18,402 51,93 2,82 2,85 0,93 0,002 0,001 1,03
А5046/2 » С1-2ur 31,22 85,92 2,75 2,83 2,93 0,003 0,002 2,72
А5046/4 » С1-2ur 16,724 43,56 2,60 2,85 8,25 11,463 10,731 8,60
А5046/5 » С1-2ur 27,256 76,46 2,81 2,84 1,76 0,004 0,002 1,38
А5032/3 » С2Л 19,04 50,79 2,67 2,83 5,90 8,637 7,899 5,67
А5079/1 » С2Л 18,398 51,75 2,81 2,84 1,36 0,001 0,000 0,79
А5079/3 » С2с11 27,431 76,21 2,78 2,85 2,15 0,103 0,074 2,63
А5079/5 » С2с11 20,89 58,31 2,79 2,86 1,77 0,001 0,000 2,25
А5080/2 » С2с11 17,913 50,22 2,80 2,86 2,23 0,055 0,037 1,89
А5080/4 » С2с11 13,766 38,52 2,80 2,86 1,74 0,033 0,019 2,19
А1017/3 » С3tm 24,755 57,51 2,32 2,85 18,21 110,35 107,56 18,55
А1023/2 » С3tm 12,532 33,16 2,65 2,75 4,60 0,012 0,007 3,77
А4002/1 Песчаник О^П 29,759 64,76 2,18 2,64 17,33 218,867 214,7 17,64
А4003/2 Доломит O1kn 26,775 71,14 2,66 2,83 6,25 0,128 0,093 6,11
А1001/1 Доломит окремненный Spr+hr 25,351 67,76 2,67 2,84 5,51 0,165 0,122 5,74
А4031/1 Доломитизиро-ванный известняк 20,565 56,22 2,73 2,78 1,63 0,001 0,000 1,50
НИ9
|13 ]17 | 21 I 25
2
II -Т. II с
- \ 10 14
■¿У 18
V ^ 22 — 26
Г^ I 29
33
л-л | 30 34
-- 15 19
| ■ 127 31 35
^ 24
|о о О о| 28
| - | 32
36
Рис. 2. Изменение петрофизических и геохимических характеристик в нижне-средне-палеозойских породах территории Западного Прианабарья (район рек Маймеча и Амбардах)
1 — известняки; 2 — доломитистые, доломитовые известняки; 3 — глинистые известняки, известко-вистые/известковые мергели; 4 — доломиты; 5 — известковистые/известковые доломиты; 6 — глинистые доломиты; 7 — песчаники; 8 — конгломераты; 9 — брекчии; 10 — горючие сланцы; 11 — гравийный материал; 12 — песчаный материал; 13 — базальт; 14 — алевролит; 15 — аргиллит; 16 — уголь, угольные пропластки; 17— окремнение; 18 — трещины усы-хания; 19 — кавернозная; 20 — водорослевые; 21 — оолитовые; 22 — микрофитолитовые; 23 — строма-толитовые; 24 — строматолито-водорослевые, био-гермные; 25 — раковинная фауна без разделения на группы; 26 — стяжения кремня; 27 — пирит; 28 — глауконит; 29 — битум; 30 — гипс; 31 — несогласное залегание; 32 — граница свит; 33 — кембрий; 34 — ордовик; 35 — силур; 36 — девон
Литол огическая
колоша
-1010 1000 990 980 -970 -960 -950 940 930 920 910 900 890 880 870 860 850 840 830 820 810 800 790 780 770 760 750 740 730 -720 -710 700 690 680 670 -660 -650 640 630 620 610 600 590 580 570 560 550 540 530 520 -510 500 490 470 460 450 440 430 420 410 400 390 380 370 360 350 340 330 320 310 300 290 280 270 260 250 240 230 220 210 200 190 180 170 160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10
¡18
И
2 , 8 1X78
-2, 67 2 82
2 78
_2 , 81
-4,в 18,2
=2,23 =2,15
—2, 93 ' ■2,33
—5,34 —6, 31
;0,0327 =0,103
-11,5
0,002
—0,351 7,5
=0,154 —12
»15,7 0,266
Сорг, % на породу
о о о о
- 0,065 *- 0,065
1,28 _ 1,7
= 0 , 015 -0,014 -0 , 03
-0,17
-0,08 029
0,0074 -0,08
0,042 -0,0067
0,022 0,0046
=1,45 2,22
проницаемость 10'!5м2
-0,028
17,6
219
5,6 7,5
17,6
— 3,3
=3,5
11,7
31,7 42,6
=—10,8
5,9
2,38 =41'
Концентрации ^^ в карбонатных палеозойских породах плато Путорана (реки Маймеча, Амбардах) *
Образец Площадь Возраст Порода Нерастворимый остаток, % на породу Сорг, % на нерастворимый остаток СорГ, % на породу
М1007/2 р. Маймеча С1к^г+и1 Доломит 2,0 0,7 0,01
М1021/1 р. Маймеча С1к;г+и1 » 0,8 1,8 0,01
М1048/1 р. Маймеча е1-2иг » 1,1 2,0 0,02
М5070/3 р. Маймеча е1-2иг » 0,4 12,0 0,04
М2000/1 р. Маймеча е1-2иг » 0,9 0,1 0,0009
М2004/1 р. Маймеча е1-2иг » 2,2 0,3 0,007
М5071/2 р. Маймеча е1-2иг » 1,5 1,1 0,02
М5072/4 р. Маймеча е1-2иг Доломит кавернозный 0,1 2,4 0,003
М5056/2 р. Амбардах е1-2иг Доломит 0,7 0,7 0,005
М5052/1 р. Амбардах e2dl » 1,5 2,0 0,03
М5050/3 р. Амбардах e2dl Доломит окремненный 5,9 0,5 0,03
М5050/4 р. Амбардах e2dl Доломит 1,3 2,7 0,03
М5050/5 р. Амбардах e2dl » 3,1 1,6 0,05
М5052/3 р. Амбардах e2dl » 1,4 0,6 0,009
М5052/4 р. Амбардах e2dl » 2,7 1,1 0,03
М5080/11 р. Маймеча e2dl » 2,3 1,5 0,03
А5080/8 р. Маймеча e2dl » 1,7 4,7 0,08
М5082/1 р. Маймеча e2dl » 1,0 2,9 0,03
М5085/1 р. Маймеча e2dl » 10,8 0,8 0,08
М5085/3 р. Маймеча e2dl » 1,0 3,2 0,03
А5030/1 р. Маймеча e2dl » 2,5 3,2 0,08
А5032/2 р. Маймеча e2dl » 0,6 1,2 0,007
А5080/6 р. Маймеча e2dl Мергель доломитистый окремненный 42,6 0,7 0,29
М5082/4 р. Маймеча e2dl Доломит 1,3 0,6 0,007
М2017/1 р. Маймеча еа Доломит окремненный 3,3 0,6 0,02
М5043/2 р. Амбардах еа » 7,7 0,7 0,05
М5043/3 р. Амбардах еа Мергель доломитистый кавернозный 31,7 0,6 0,17
М2019/1 р. Маймеча еа Доломит кавернозный 5,6 0,4 0,02
М1001/1 р. Амбардах еа » 11,7 0,3 0,03
М1009/1 р. Маймеча е3ш Доломит 3,9 0,2 0,007
А5021/1 р. Маймеча е3т » 3,5 0,4 0,01
М2015/1 р. Маймеча е3т » 7,5 0,3 0,02
М5104/35 р. Маймеча е3-0! Доломит глинистый 17,8 0,6 0,11
М2024/1 р. Маймеча Slpr+hr Известняк доломитистый 1,8 1,6 0,03
М2024/2 р. Маймеча Sipr+hr » 3,0 1,1 0,03
А5082/7б р. Маймеча Sipr+hr Известняк 6,4 0,4 0,03
М2029/1 р. Маймеча Slpr+hr Доломит глинистый 17,6 0,6 0,11
М2033/1 р. Маймеча Sipr+hr Доломит 1,0 0,9 0,009
М1088/1 р. Маймеча D3kl » 1,7 3,8 0,06
М2030/2 р. Маймеча D3kl Известняк 1,9 2,4 0,04
М2034/1 р. Маймеча D3kl » 1,3 5,1 0,07
* Измерены при помощи экспресс-анализатора АН-7529. 46
Результаты пиролиза ^^ палеозойских пород (реки Маймеча, Амбардах)
= Пиролиз по нерастворимому остатку (н. о.)
Образец Площадь Возраст Порода а 1 к §• * £ бйГ ^ в1 82 о ^ & о о /г & о о /г Р1
ато мг УВ/г н. о. а ¡= н о о н В/ ас £ В/ о £
М1007/2 р Маймеча £1 к^г+и1 Доломит 2,0 0,62 1,83 422 0,8 243 45 0,25
М1021/1 р Маймеча £1 к^г+и1 » 0,8 1,76 9,26 424 2,2 432 48 0,16
М1048/1 р Маймеча £\-2иГ » 1,1 1,17 6,58 436 2,1 316 26 0,15
М5070/3 р Маймеча £1-2иг » 0,4 6,61 22,81 440 15,1 151 48 0,22
М5071/2 р Маймеча £—иг » 1,5 0,59 1,71 432 1,0 170 23 0,26
М5056/2 р. Амбардах £1-2иг » 0,7 1,2 1,72 311 1,2 141 64 0,41
М5052/1 р. Амбардах £2сП » 1,5 1,03 3,75 437 1,7 225 14 0,22
М5050/4 р. Амбардах £2С11 » 1,3 0,9 6,58 437 2,6 254 22 0,12
М5050/5 р. Амбардах £2с11 » 3,1 0,54 3,75 436 1,4 264 22 0,13
М5052/4 р. Амбардах £2С11 » 2,7 0,64 2,52 435 1,1 235 15 0,2
М5080/11 р Маймеча £2С11 » 2,3 0,46 1 444 1,4 72 24 0,32
А5080/8 р Маймеча £2с11 » 1,7 1,45 7,59 435 4,31 176 17 0,16
М5082/1 р Маймеча £2С11 » 1,0 0,89 4,34 433 2,4 181 23 0,17
М5085/1 р Маймеча £2с11 » 10,8 0,27 1,46 436 0,8 185 26 0,16
М5085/3 р Маймеча £2С11 » 1,0 1 6,14 439 3,6 169 24 0,14
А5030/1 р Маймеча £2с11 » 2,5 0,74 6,75 432 3,0 224 29 0,1
А5032/2 р Маймеча £2С11 » 0,6 0,99 2,08 315 1,4 144 53 0,32
А5080/6 р. Маймеча £2с11 Мергель до-ломитистый окремненный 42,6 0,23 2,65 429 0,7 374 15 0,08
М5043/2 р. Амбардах Доломит 7,7 0,26 1,2 436 0,7 174 24 0,18
М2024/1 р Маймеча Spr+hr Известняк доломитистый 1,8 0,43 3,46 435 1,3 268 43 0,11
М2024/2 р Маймеча Spr+hr » 3,0 0,33 2,25 434 1,0 230 34 0,13
М2033/1 р Маймеча Slpr+hr Доломит 1,0 0,51 1,96 421 0,8 240 41 0,2
М1088/1 р Маймеча D3kl » 1,7 1,82 8,99 431 3,3 265 27 0,17
М2030/2 р Маймеча D3kl Известняк 1,9 1,08 3,7 430 2,4 155 44 0,23
М2034/1 р Маймеча D3kl » 1,3 1,49 11,29 436 5,0 228 25 0,12
Вендский НГК вскрыт бурением на Ледянской площади, а также описан в обнажениях на территории листа R-48, где представлен песчаниками старореченской, немакит-далдынской свит, мощность которых в Западном Прианабарье достигает 10—15 м. Предполагается широкое распространение мощностей песчаников на моноклинальном погружении западного склона Анабарского свода, где прогнозируются перспективные участки с возможным наличием литологически и тектонически экранированных залежей УВ.
Доказательством возможной нефтегазоносности вендских и венд-нижнекембрийских отложений могут быть проявления нафтидов, приуроченные к базальным конгломератам немакит-далдынской свиты на левом берегу р. Котуй в 2,5—3,0 км ниже устья руч. Крестях. Битум черный твердый и неполностью растворим в хлороформе. Элементный состав хлороформенной части битума (%): С — 74,1,
Н - 10,0, N - 0,63, О + S - 15,27. Такой состав и наличие нерастворимой его части свидетельствуют о высокой окисленности в зоне гипергенеза [3]. В венд-нижнекембрийском НГК в качестве коллекторов могут рассматриваться отдельные прослои известняков с ооидными и микрофитолитовыми разностями.
В кембрийском НГК в качестве коллекторов могут рассматриваться отдельные пачки кавернозно-трещинных доломитов улахан-арымасской, урюнгтасской, далбыхской и атырдяхской свит, а также зоны развития археоциатовых и водорослевых рифов. Пачки пород с порово-каверноз-ными и трещинно-кавернозными коллекторами в разрезе подстилаются и перекрываются, как правило, пачками глинисто-карбонатных слабопроницаемых пород. Породы перечисленных выше свит выделены в качестве самостоятельного регионального кындынского резервуара [3]. О возможной
Групповой и углеводородный состав битумоидов
Образец Площадь Возраст Свита Порода
М5070/3, М1048/1, М2000/1 р. Маймеча £1-2ur Урюнгтасская Доломиты и кавернозный доломит
М5050/5, М5052/3, М5052/4, М5080/11, А5080/8 р. Амбардах, р. Маймеча e2d/ Далбыхская Доломиты, брекчированные и строматолитовые доломиты
М1001/1, М2019/1, М1009/1 р. Маймеча, р. Амбардах С^ + С3Ш Атырдяхская и томпокская Окремненный и кавернозный доломит, доломит
М2024/1, М2024/2, А5082/76 р. Маймеча Sipr + ^ Правоатырдяхская, орачинская и херкиминская Доломитистые известняки и известняк
промышленной нефтегазоносности кембрийского НГК свидетельствуют многочисленные находки битумов в кындынском резервуаре и результаты исследования материалов ГИС и керна из Ледян-ской параметрической скважины (рис. 1) [5, 10]. В целом по разрезу величины открытой пористости невелики и изменяются от 1,3 до 18,2 %. Проницаемость пород в большинстве образцов низкая и составляет, как правило, единицы или доли миллидарси. В некоторых образцах она достигает 7,0—110,3 мД (табл. 1, рис. 2). Однако следует иметь в виду, что эти определения не учитывают проницаемых свойств трещиноватых пород, которые широко распространены, и можно предположить присутствие в кембрийском НГК трещинно-поро-вых и трещинно-каверновых коллекторов.
В басс. р. Маймеча улахан-арымасская свита, сложенная светлоокрашенными пористо-кавернозными доломитами, характеризуется в основном рассеянной вторичной битуминозностью (0,01—0,08 % на породу и менее) [5]. Несмотря на малую концентрацию битума, он сосредоточивается, как правило, в кавернах и трещинах. Породы улахан-арымасской свиты характеризуются пористостью 1,39—6,31 %, пустотностью с учетом каверн и трещин 1,55— 7,19 %, проницаемостью 0,001—15,66 х 10-15 м2, объемной плотностью 2,63—2,81 г/см3 (табл. 1). В породах развиты эпигенетические поры перекристаллизации и выщелачивания. В шлифах содержание пор и каверн в породах составляет до 5 %, а микротрещин — 2—3 %. Анализ образцов пород показал содержание Сорг 0,01—0,02 % на породу (табл. 2).
В доломитах урюнгтасской свиты наблюдаются макровключения битумов по трещинам и кавернам. Битум, извлеченный хлороформом из каверн и трещин, темно-коричневый вязкий и со смолистым запахом. Его элементный состав (%): С — 80,86, Н - 10,36, N + О + S - 8,78. Породы-коллекторы урюнгтасской свиты имеют пористость 0,93-8,25 %, пустотность с учетом каверн и трещин 0,94-8,60 %, проницаемость 0,001-11,46 х 10-15 м2, объемную плотность 2,60-2,82 г/см3 (табл. 1). Кон-
центрации органического углерода не превышают 0,04 % на породу (табл. 2, 3, рис. 2), что свидетельствует о ее низком нефтегазогенерационном потенциале. Групповой состав битумоидов характеризуется высоким содержанием смолистых компонентов (76,9 %) и низким - УВ (23,1) (табл. 4, рис. 3).
В басс. р. Котуй в пористо-кавернозных доломитах урюнгтасской свиты наблюдаются малочисленные скопления вязких битумов в кавернах совместно с кальцитом. Вокруг каверн отмечается темно-коричневая до темно-серой каемка (толщиной до 2 мм), указывающая на проникновение битума в породу. Его элементный состав (%): С - 79,34, Н - 11,37, О + N + S - 9,29 (асфальтовые битумы). Кроме того, мелкие включения вязких битумов содержатся в первично обогащенных ОВ прослоях темно-коричневых доломитов.
Распределение битумов в далбыхской и атырдях-ской свитах имеет рассеянный характер с концентрацией от 0,01 до 0,04 % на породу [3, 5].
Породы далбыхской свиты представлены микро-тонко-мелко-среднезернистыми комковатыми, сферолито-комковатыми, водорослевыми, частично окремненными, перекристаллизованными доломи -тами. Развиты эпигенетические поры и трещины, содержание которых - 1-7 %. По результатам петрофизических исследований породы характеризуются пористостью 1,36-5,9 %, пустотностью с учетом каверн и трещин 1,89-5,67 %, проницаемостью 0,001-8,6 х 10-15 м2 и объемной плотностью 2,67-2,80 г/см3 (табл. 1). Анализ образцов пород показал содержание Сорг до 0,08 % в доломитах и 0,29 % в мергелях (табл. 2, 3). В групповом составе битумоидов доминируют смолистые компоненты - 90,2 %, что указывает на их сингенетичность (табл. 4).
Породы атырдяхской свиты в шлифах представлены низкопористыми, микро-тонкозернистыми известковистыми доломитами, а также пелито-морфными биоморфно-обломочными известняками. В доломитах свиты установлены незначительные содержания битумоидов до 0,01 %, содержание Сорг до 0,05 %, в мергеле содержание Сорг 0,17 %
в палеозойских карбонатах (реки Маймеча, Амбардах)
Сорг, % на породу (среднее в объедин.) Бхл, % на породу (среднее в объедин.) Групповой состав, в % на битумоид Насыщенные УВ/ ароматические УВ Углеводородный состав, %
Углеводороды Смолы Асфальтены
насыщенные ароматические сумма Насыщенные УВ Ароматические УВ
0,02 0,0038 4,6 18,5 23,1 76,9 н.о. 0,3 20,0 80,0
0,04 0,0075 1,2 8,7 9,8 90,2 н.о. 0,1 11,8 88,2
0,02 0,0067 22,4 4,0 26,4 73,6 н.о. 5,6 84,8 15,2
0,03 0,008 5,9 6,7 12,6 87,4 н.о. 0,9 47,1 52,9
Углеводороды 10 20 ■ 1 ■2 ■3 В4
30 40 50 60 70 80 90 Асфальтены I 5 16 (7 (8 #9 «10 11 #12
Рис. 3. Тригонограмма группового состава битумоидов из верхнедокембрийских и палеозойских пород территории Западного Прианабарья
Образцы из свит: 1 — усть-ильинская (М1); 2 — урюнгтасская (£1_2); 3 — далбыхская (£2); 4 — атырдяхская и томпокская (£2-3); 5 — правоатырдяхская, орачинская и херкиминская (8[); 6 — неракачинская (82); 7 — кираская (8[); 8 — нерасчле-ненная толща (Б[); 9 — мантуровская (В2); 10 — юктинская (В2); 11 — каларгонская (В3); 12 — ханарская (С2—3) (1 — О. С. Пономарева, П. Н. Соболев, 2013; 2—5 — ВСЕГЕИ, 2016; 6—12 — И. В. Вараксина и др., 2017)
1000 900 800 700 600
«
>
^ 500 К
400 300 200 100 0
0.5 R-v
«
• С^г+Ы
• С1-2ыг
•
• Сза1
• Б^г+Иг
• Э3к1
Незрелое ОВ . |она
^ нефтеобразования
Зона газообразования
Рис. 4. Модифицированная диаграмма Ван Кревелена — зависимость водородного индекса Н1 от максимальной температуры пиролиза Ттах
400
420
440
460
480
(табл. 2, 3). В групповом составе битумоидов также доминируют смолистые компоненты — 73,6 % (табл. 4).
Породы томпокской свиты в шлифах представлены тонко-мелко-среднезернистыми известкови-стыми доломитами с примесью кварца и пирита. Встречаются пористые и кавернозные породы, поры и каверны расположены хаотично, их содержание в породе 1—5 %, в единичных случаях до 10 %. По результатам петрофизических исследо-
ваний, породы характеризуются пористостью до 18,21 %, пустотностью с учетом каверн и трещин до 18,55 %, проницаемостью до 110,35 х 10-15 м2 (табл. 1). Содержание Сорг до 0,02 % (табл. 2).
В басс. р. Маймеча и ее левого притока р. Амбар-дах пористо-кавернозные и трещиноватые доломиты томпокской свиты участками обогащены вторичными битумами. Последние приурочены к трещинам и кавернам размером до 15 мм в диаметре. Содержание масел колеблется 16,8—51,1 %, смол
48,0-69,1 %, асфальтенов 9,5-32,9 %. По физическим свойствам и составу это мальты, асфальты и асфальтиты [3, 5].
На западе исследуемой территории в центральной части Путоранского выступа по результатам гравиметрических исследований выделяется Ледян-ский свод [2]. В его пределах кембрийский НГК вскрыт параметрической скв. Л-358. Разрез этой скважины, как и колонковых скв. Л-2 и Л-3, детально изучен и описан в работах В. С. Старосельцева, Т. А. Дивиной, Ю. А. Филипцова, И. В. Варакси-ной и др. [1, 7, 9, 10]. Здесь кембрийский НГК представлен перекристаллизованными доломитами, участками с реликтами водорослевых структур, хетской и ледянской свит. В ледянской свите присутствуют прослои обломочных доломитов. Тамуканская свита среднего кембрия выражена переслаиванием органогенно-обломочных и глинистых известняков, в разной степени доломи-тизированных. Верхнекембрийские свиты имеют преимущественно доломитовый состав. В нижней арыканской преобладают строматолитовые, микро-фитолитовые и оолитовые доломиты. В верхней хибарбинской свите наблюдается тонкое переслаивание доломитов, доломитовых аргиллитов и ангидритов. Эта часть разреза может служить надежным флюидоупором в кембрийском НГК.
В Ледянской параметрической скважине из пород нижнего кембрия получен приток разгази-рованной пластовой воды и бурового раствора, что доказывает наличие коллекторов и перспективность кембрийского НГК.
Формирование залежей УВ в вендских и кембрийских резервуарах происходило в триасовый период. В это время вендские и кембрийские резервуары испытали максимальное погружение и оказались в главной зоне нефтеобразования, что доказывается результатами пиролитических исследований (рис. 4). Кембрийские породы характеризуются низким генерационным потенциалом, следовательно формирование залежей в кембрийском НГК возможно только за счет подтока УВ из рифей-ских отложений, в которых доказано присутствие нефтематеринских толщ [3]. Они представлены аргиллитами усть-ильинской свиты с высокими концентрациями ОВ, катагенетическая преобра-зованность которого, согласно пиролитическим исследованиям, соответствует главной зоне нефте-образования (рис. 4). В ОВ пород усть-ильинской свиты присутствуют сингенетичные битумоиды с высокими содержаниями УВ (рис. 3). В поздне-триасовое, а затем и ранне-среднеюрское время северная окраина Сибирской платформы испытала общее воздымание, и возможно часть залежей была разрушена, но в пределах погруженных западных склонов Анабарского свода и на территории Курейской синеклизы, где вендские и кембрийские резервуары залегают в настоящее время на глубинах более 2 км и поэтому не подвержены гипергенезу, залежи УВ могли сохраниться.
В ордовикском НГК роль регионального коллектора выполняют кварцевые песчаники байкитской свиты среднего ордовика, покрышки - мергельно-аргиллитовые отложения неручандской и чамбин-ской свит и их возрастных аналогов.
Байкитский коллектор в составе ордовикско-лландоверийского НГК является единственным гранулярным региональным коллектором в разрезе нижнего - среднего палеозоя на севере Курейской
синеклизы. Площадь его распространения связана с зоной развития баровых фаций, протягивающихся от басс. Подкаменной и Нижней Тунгусок до междуречья Котуя и Маймечи, где байкитская свита замещается кунтыкахинской. Песчанистость разрезов составляет в этой зоне 80-100 % при их мощности 40-60 м. Песчаники отличаются выдержанностью основных характеристик в пределах всего ареала распространения - имеют преимущественно кварцевый (90-95 %) состав при незначительной примеси зерен полевых шпатов и глауконита, мелкую зернистость (80-90 %), хорошую окатанность и сортировку материала и небольшое (до 10-15 %) количество глинисто-карбонатного цемента. Участками отмечается регенерация кварцевых зерен и развитие мелкокристаллических агрегатов пирита. Породы часто битуминозны. Битумы в них выполняют поры или образуют послойные линзовидные скопления [7].
Пористость и проницаемость байкитских песчаников и их аналогов, связаные с межзерновым пустотным пространством, определяются в первую очередь степенью их регионального уплотнения. Анализ петрофизических свойств песчаников в зависимости от глубин их максимального погружения показал, что зона слабого уплотнения отвечает глубинам до 2000 м, где открытая пористость песчаников составляет не менее 20 %, а проницаемость варьирует от 10 до 100 мД и более. Зона умеренно сильного уплотнения отвечает глубинам погружения 2000-4000 м, и в ее пределах пористость обычно не превышает 5 %, а проницаемость 2 мД [6].
По материалам И. В. Вараксиной и др. [1], песчаники кунтыкахинской свиты среднего ордовика обладают хорошими коллекторскими свойствами. Значения пористости в них изменяются от 7,0 до 16,0 %, а проницаемость составляет в среднем около 0,1 х 10-3 мкм2, достигая в отдельных пластах 100 х 10-3 мкм2. Содержание ОВ в алевролитах и известковистых аргиллитах низкое и не превышает 0,2-0,4 %. Изотопный состав углерода керогена из ордовикских пород указывает на аквагенную природу (планктон, бактерии, археи) исходного ОВ [1].
Роль регионального флюидоупора для ордовикского НГК выполняют отложения силура, представленные как глинистыми породами (граптоли-товые сланцы лландовери), имеющими локальный характер распространения, так и глинисто-карбонатными породами (мергели). Таким образом, есть основания считать, что в пределах восточного борта Курейской синеклизы в разрезе нижнего и среднего палеозоя присутствуют отложения, обладающие достаточно надежными экранирующими свойствами для ордовикских коллекторов, что относится к благоприятным предпосылкам для возможного существования в них залежей нефти и газа. Прямыми доказательствами перспективности ордовикского НГК является присутствие густой черной нефти в керне колонковой скв. Л-2 на Ледянском своде на уровне кунтыкахинской свиты глубиной 902-903 м.
В составе силурийско-девонского НГК коллекторами с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами могут быть биостромные известняки хакомской свиты венлока и их возрастные аналоги, а покрышкой - мергельно-аргиллитовые соленосно-сульфатоносные лудловско-лохковские отложения.
Территории с различной плотностью начальных суммарных геологических ресурсов УВ (тыс. т/км2 УУВ)
30-50 : 110-20 3-5 <1
20-30 5-10 1-3 0
ПЛШ1 -2 - 3 ----4 «-6 „-г- 7 ^>,^8
Оценка локализованных ресурсов кат. D1 на нефтегазоперспективных объектах
Объект S, км2 D1Л, млн т (млн м3) Источник
Ледянский участок (£^) 3277,0 163,8 ПОГ «Енисейгеофизика» (1991 г.)
Боярское поднятие 185,9 7,9
Нерокенское поднятие (V- £) 109,8 2,2
Амбардахский перспективный участок (V-£) 469,2 9,4 ВСЕГЕИ, Ларичев А. И. (2017 г.)
Херкиминский перспективный участок (V- £) 280,4 2,8
Кулингдинский перспективный участок (V-£) 542,0 27,1 ВСЕГЕИ, Ларичев А. И. (2014 г.)
Ессейский перспективный участок (V- £) 590,1 29,5
Рис. 5. Перспективы нефтегазоносности территории Западного Прианабарья
1 - перспективные прогнозируемые объекты: 1 — Ледянский участок, 2 — Боярское поднятие, 3 — Не-рокенское поднятие, 4 — Амбардахский участок, 5 — Херкиминский участок, 6 — Кулингдинский участок, 7 — Ессейский участок; 2 - разломы; 3 - границы НГП; 4 - границы НГО; 5 — скважины; 6 - границы надпорядковых структур: I — Тунгусская синеклиза; II — Анабаро-Оленёкская антеклиза; 7 - границы структур I порядка: 1-1 — Путоранский выступ, 1-2 — Верхнекочечумская впадина, 11-1 — Анабарский мегасвод; 8 - битумопроявления: а - мальты, б - асфальты, в - асфальтиты
Наиболее перспективными региональными карбонатными коллекторами в разрезе этого НГК являются биостромно-биогермные и тафостромные биокластические известняки и вторичные доломиты, широко распространенные в басс. рек Котуй, Мойеро, Кунтыкахы и Амбардах. Характерные для этого комплекса органогенные постройки состоят из нараставших друг на друге колоний кишечнополостных - строматопор, табулят и в меньшей степени ругоз, сцементированных шламово-детритовым в основном криноидным известняком, образующим жесткий каркас. Мощность отдельных построек колеблется от 0,5-1,0 м до 3-5 м, а протяженность достигает 3-5 км и более.
Мощность рифогенных комплексов на востоке в целом сокращается в направлении с юга на север: в басс. рек Мойеро и Котуй она составляет 70-120 м (хакомская свита), в басс. рек Кунтыкахы и Правый Атырдях - 40-50 м (долготнинская свита) и далее на север в среднем течении р. Маймеча (на Хининдинской площади) этот комплекс полностью эродирован. Известняки имеют среднюю открытую пористость 11,4 % (до 14,7 %), проницаемость 72,8 х 10-3 мкм2 (до 330 х 10-3 мкм2) и плотность 2,48 г/см3 (минимальная 2,38 г/см3).
Зона с наилучшими условиями для нефтегазо-носности силурийско-девонского НГК, связанная с ареалами развития слабоуплотненных биогерм-но-биостромных карбонатных комплексов хаком-ского горизонта, экранирована довольно мощной мергельно-пелитовой соленосно-сульфатоносной покрышкой.
На высокие перспективы нефтегазоносности силурийско-девонского НГК указывают многочисленные нефтепроявления и битумопроявления в керне колонковых скв. Л-2 и Л-3 и параметрической скв. Л-358 на Ледянской площади. Здесь в трещинах и кавернах органогенно-обломочных известняков каларгонской свиты (верхний девон) обнаружена темно-коричневая нефть (мальта). В доломитах янгадинской свиты (верхний силур) в порах, кавернах и стилолитовых швах описаны нефть светло-желтого цвета и примазки черных битумов. Многочисленные нафтидопроявления в виде текучих нефтей желтого цвета и густой темно-коричневой нефти, черных битумов выявлены в органогенных доломитах (коралловые постройки) и мелкозернистых доломитах хакомской свиты (нижний силур). Нефти и битумы присутствуют в порах, кавернах, трещинах и стилолитовых швах. Аналогичные по масштабам и виду нафтидопрояв-ления встречаются и в органогенных известняках хаастырской и моероканской свит (нижний силур). Наличие высокоемких коллекторов в силурийских отложениях доказывается и высокодебитными притоками пластовой воды (до 2400 м3 в сутки) на глубине 851 м в скв. Л-358.
Перспективность тунгусской серии (С2—Р2) определяется широкой площадью распространения, оптимальной с точки зрения нефтегазонос-ности глубиной залегания пород, благоприятными фациальными условиями осадконакопления для формирования пластов коллекторов и экранирующих толщ, возможным наличием структурных и неструктурных ловушек. Весьма интересен для поисков залежей УВ пермский интервал разреза. Угленосные отложения по простиранию могут замещаться на нефтепроизводящие доманикитные толщи, перекрытые песчаниками. Региональным
флюидоупором может служить мощная вулканоген-но-осадочная формация триаса. Данные критерии позволяют прогнозировать в пределах Путоранско-го выступа присутствие залежей нефти и газа.
Заключение. Оценка суммарных начальных геологических ресурсов УВ по территории Западного Прианабарья была выполнена объемно-статистическим методом (рис. 1, 5). Согласно расчетам, в пределах Анабарской НГО может быть сосредоточено около 540,3 млн т нефти и 125,1 млрд м3 свободного газа. Предполагается, что большая часть генерированного газа рассеялась из ловушек из-за отсутствия надежных экранов. В пределах СевероТунгусской НГО соотношение нефть и газ в сумме ресурсов примерно равное, в связи с присутствием здесь более надежных экранов по сравнению с Анабарской НГО. Предполагается, что на Западном Прианабарье в резервуарах Северо-Тунгус-ской НГО сосредоточено около 860,7 млн т нефти и 790,5 млрд м3 свободного газа. Основная масса УВ прогнозируется в кембрийском, а также в ордовикском и силурийско-девонском НГК.
По результатам сейсмических, гравиметрических и магнитометрических исследований, на территории прогнозируются семь нефтегазоперспективных объектов с локализованными ресурсами кат. D1 от 2,2 до 163,8 млн т УУВ, в которых возможны открытия антиклинальных, тектонически и литологиче-ски экранированных залежей УВ. Общие локализованные ресурсы кат. D1 на перспективных объектах составляют 242,7 млн т УУВ. Начальная суммарная плотность геологических ресурсов УУВ на перспективных землях Северо-Тунгусской и Анабарской НГО изменяется от 1,0 до 50 тыс. т на квадратный километр. Минимальные плотности ресурсов УУВ по причине плохой сохранности залежей прогнозируются в центральных районах Анабарской НГО. Бесперспективные земли выделяются в зонах максимальной насыщенности интрузивными телами и в обрамлении Анабарского щита, где мощность осадочного чехла не превышает 1,5 км, т.е. в зонах интенсивного влияния гипергенеза.
Максимальные плотности ресурсов УВ прогнозируются на Путоранском выступе, где основные НГК залегают на оптимальных глубинах, в ареалах распространения высокоемких коллекторов и минимальной насыщенности трапповыми интрузиями (рис. 5).
1. Вараксина И.В., Тимошина И.Д, Конторович А.Э. и др. Литология, органическая геохимия и перспективы нефтегазоносности северных районов Курейской сине-клизы // Геология и геофизика. - 2017. Т 58. № 3-4. -С. 572-585.
2. Геология нефти и газа Сибирской платформы / под ред. А.Э. Конторович, В.С. Сурков, А.А. Трофимук. -М.: Недра, 1981. - 552 с.
3. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 1 000 000 (третье поколение). Серия Анабаро-Вилюйская. Лист R-48 - Хатанга. Объясн. записка. - СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2015. - 481 с.
4. Зинченко В.Н. Региональные нефтегазоносные комплексы ордовика и силура запада Сибирской платформы // Стратиграфия позднего докембрия и раннего палеозоя Сибирской платформы. - Л.: ВНИГРИ, 1985. - С. 129-137.
5. Ивлев Н.Ф. Стратиграфия и литолого-геохимиче-ские критерии оценки перспектив нефтегазоносности кембрийских доломитовых толщ Западного Прианабарья: Дисс. на соиск. уч. ст. к. г.-м. наук. — Новосибирск, 1979. — 254 с.
6. Разрезы и фауна силура севера Тунгусской синекли-зы / Ю.И. Тесаков, Н.Н. Предтеченский, В.Г. Хромых, А.Я. Бергер, ТК. Баженова, В.Н. Зинченко, Е.О. Ковалевская и др. — Новосибирск: Наука, 1992. — 193 с.
7. Старосельцев В.С., Дивина Т.А. Нефтегазоносность ордовикско-девонских отложений Севера Курейской си-неклизы // Геология и геофизика. — 2011. Т 52. № 8. — С. 1165-1171.
8. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Силур Сибирской платформы / Ю.И. Тесаков, Н.Н. Предтеченский, А.Я. Бергер и др. — Новосибирск: СО РАН, филиал «Гео», 2000. — 403 с.
9. Филипцов Ю.А. Ресурсная база Красноярского края и перспективы её развития // Разведка и охрана недр. — 2010. № 9. — С. 44—49.
10. Филипцов Ю.А, Дивина Т.А., Ларичев А.И. Геохимические предпосылки нефтегазоносности СевероТунгусской НГО (по материалам бурения на Ледянской и Чириндинской площадях) // Результаты работ по Межведомственной региональной научной программе «ПОИСК» за 1992—1993 гг. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ СО РАН, 1995. — С. 145—146.
1. Varaksina I.V., Timoshina I.D., Kontorovich A.EH. i dr. Lithology, organic geochemistry, and petroleum potential of the northern areas of the Kureika syneclise. Geologiya i geofizika. 2017. Vol. 58. No 3-4, pp. 572-585. (In Russian).
2. Geologiya nefti i gaza Sibirskoj platformy [Geology of oil and gas of Siberian Platform] Eds. by A.Eh. Kontorovich, V.S. Surkov, A.A. Trofimuk. Moscow: Nedra. 1981. 552 p.
3. Gosudarstvennaya geologicheskaya karta Rossijskoj Federacii. Masshtab 1 : 1 000 000 (tret'e pokolenie). Seriya Anabaro-Vilyujskaya. List R-48 — Hatanga [State geological map of the Russian Federation. Scale 1:1,000,000 (third generation). Anabar-Viluy Series. Sheet R-48 — Khatanga] Ob"yasni-tel'naya zapiska. St. Petersburg: Kartograficheskaya fabrika VSEGEI. 2015. 481 p.
4. Zinchenko V.N. Regional oil and gas complexes of the Ordovician and Silurian of the West Siberian Platform. Stratigraphy of the Late Precambrian and Early Paleozoic of the Siberian Platform. Leningrad: VNIGRI. 1985. Pp. 129—137. (In Russian).
5. Ivlev N.F. Stratigraphy and lithologic-geochemical criterias for assessment of petroleum potential of the Cambrian dolomite strata of the West Anabar: dissertation for the degree of candidate of geological and mineralogical sciences. Novosibirsk. 1979. P. 254.
6. Razrezy i fauna silura severa Tungusskoj sineklizy [Cuts and fauna of the Silurian North of the Tunguska syneclise]. Eds. by Yu.I. Tesakov, N.N. Predtechenskij, V.G. Hromyh, A.Ya. Berger, T.K. Bazhenova, V.N. Zinchenko, E.O. Kova-levskaya i dr. Novosibirsk: Nauka. 1992. 193 p.
7. Starosel'cev V.S., Divina T.A. Petroleum potential of the Ordovician-Devonian sediments in the Northern Kureika basin. Geologiya igeofizika. 2011. Vol. 52. No 8, pp. 1165—1171. (In Russian).
8. Stratigrafiya neftegazonosnyh bassejnov. Sibiri. Silur Sibirskoj platformy [Stratigraphy of oil and gas basins of Siberia. Silur of the Siberian platform]. Eds. by Yu.I. Tesakov, N.N. Predtechenskij, A.Ya. Berger i dr. Novosibirsk. 2000. 403 p.
9. Filipcov Yu.A. Resource base of Krasnoyarsk region and prospects of its development. Razvedka i ohrana nedr. 2010. No 9, pp. 44—49. (In Russian).
10. Filipcov Yu.A., Divina T.A., Larichev A.I. Geochemical prerequisites of petroleum potential of the North-Tunguska petroleum province. Results of works on the Interdepartmental regional scientific program "SEARCH" for 1992—1993. Novosibirsk. 1995. Pp. 145—146. (In Russian).
Ларичев Андрей Иванович — канд. геол.-минерал. наук, зам. ген. директора, ВСЕГЕИ '.
<Andrey_Larichev@vsegei.ru> Бигун Ирина Владимировна — вед. инженер, ВСЕГЕИ '. <bollun@rambler.ru> Кудряшова Александра Игоревна — инженер, ВСЕГЕИ '. <A_Kudriashova@vsegei.ru>
Larichev Andrei Ivanovich — Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Deputy General Director, VSEGEI '.
<Andrey_Larichev@vsegei.ru> Bigun Irina Vladimirovna — Leading Researcher, VSEGEI 1 <bollun@rambler.ru> Kudryashova Alexandra Igorevna — Engineer, VSEGEI '. <A_Kudriashova@vsegei.ru>
1 Всероссийский научно-исследовательский геологический институт им. А. П. Карпинского (ВСЕГЕИ). Средний пр., 74, Санкт-Петербург, 199106, Россия.
A. P. Karpinsky Russian Geological Research Institute (VSEGEI). 74 Sredny Prospect, St. Petersburg, 199106, Russia.
