CC BY
24
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
УДК 553.044 DOI 10.31087/0016-7894-2022-3-29-38
Северо-Тунгусская нефтегазоносная область — приоритетный объект регионального изучения нефтегазоносности недр Восточной Сибири
© 2022 г.|В.А. Кринин, И.И. Порозов, Ю.В. Шеходанова
Красноярский отдел Новосибирского филиала ФГБУ «ВНИГНИ», Красноярск, Россия; vkrinin@vnigni.ru; iporozov@vnigni.ru; yshehodanova@vnigni.ru
Поступила 15.03.2022 г.
Доработана 18.03.2022 г. Принята к печати 23.03.2022 г.
Ключевые слова: Северо-Тунгусская нефтегазоносная область; Курейская синеклиза; Путоранский нефтегазо-перспективный район; Ледянская площадь; количественная оценка; структурный план; ловушка; нефтегазо-перспективный резервуар; планирование геолого-разведочных работ; параметрическое бурение.
Аннотация: Одной из крайне малоизученных нефтегазоперспективных территорий Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции до сих пор остается северная часть Северо-Тунгусской нефтегазоносной области. В пределах плато Путорана на площади более 290 000 км2 не пробурено ни одной параметрической скважины, в связи с чем не выяснены ключевые геологические, геохимические параметры отложений осадочного чехла, без которых невозможна адекватная оценка его нефтегазоносности. Тем не менее, принимая во внимание современные представления о ресурсном углеводородном потенциале Северо-Тунгусской нефтегазоносной области, полученные по результатам количественной оценки, проведенной российскими институтами в 2017 г., данная нефтегазоносная область нуждается в первостепенном комплексном изучении современными геолого-геофизическими методами в рамках стадии прогноза нефтегазоносности регионального этапа. Рекомендуемые в статье приоритетные направления, методы и объемы геолого-разведочных работ позволят в полной мере решить основные поставленные задачи.
I
Для цитирования: Кринин В.А., ПорозовИ.И., Шеходанова Ю.В. Северо-Тунгусская нефтегазоносная область — приоритетный объект регионального изучения нефтегазоносности недр Восточной Сибири // Геология нефти и газа. - 2022. - № 3. - С. 29-38. DOI: 10.31087/0016-7894-2022-3-29-38.
North Tungussky Petroleum Area: object of priority in regional studies of oil and gas occurrence in East Siberian subsurface
© 2022 |V.A. Krinin, I.I. Porozov, Yu.V. Shekhodanova
Krasnoyarsk Department of All-Russian Research Geological Oil Institute Novosibirsk Branch, Krasnoyarsk, Russia; vkrinin@vnigni.ru; iporozov@vnigni.ru; yshehodanova@vnigni.ru
Received 15.03.2022
Revised 18.03.2022 Accepted for publication 23.03.2022
Key words: North Tungussky Petroleum Area; Kureisky syneclise; Putoransky oil and gas promising region; Ledyansky area; quantitative assessment; structural geometry; trap; oil and gas promising region; geological exploration planning; stratigraphic drilling.
Abstract: Northern part of the North Tungussky Petroleum Area is still one of the extremely underexplored oil and gas promising territories in the Lena-Tungussky Petroleum Province. Never a one stratigraphic well has been drilled within the Putorana Plateau area that exceeds 290 000 km2; therefore, the key geological, geochemical parameters of sedimentary cover deposits, without which the appropriate assessment of its oil and gas potential is impossible, are not determined. Nevertheless, given the current understanding of the hydrocarbon resource potential of the North Tungussky Petroleum Area, which are based on a quantitative assessment carried out by Russian institutes in 2017, integrated studies of this oil and gas bearing area using modern geological and geophysical methods is a top priority task within the framework of oil and gas occurrence prediction in the regional stage. Focus areas, methods, and scope of geological exploration recommended in this paper will make it possible to solve the main tasks in full.
■ For citation: Krinin V.A., Porozov I.I., Shekhodanova Yu.V. North Tungussky Petroleum Area: object of priority in regional studies of oil and gas occurrence in East Siberian subsurface. Geologiya nefti i gaza. 2022;(3):29-38. DOI: 10.31087/0016-7894-2022-3-29-38. In Russ.
Введение
Северо-западная часть Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) в геоморфологическом отношении охватывает значительную по размерам площадь Среднесибирского плоскогорья и практически полностью базальтовое плато Путо-рана. В начале 1990-х гг. с запада от района г. Игарка, в бассейне р. Курейка, началось строительство профиля параметрических скважин вглубь плато для изучения геологического разреза Курейской си-неклизы и оценки перспектив ее нефтегазоносно-сти. Однако, из-за распада СССР, на этом профиле удалось закончить строительство только двух скважин: Мундуйская-401 и Дегенская-402. Одновременно начались работы по бурению профиля параметрических скважин на севере плато Путорана от п. Хатанга в бассейне р. Аякли, на котором была закончена строительством только одна параметрическая скважина из пяти запланированных — Ле-дянская-358. Таким образом, основная цель — изучение центральных районов синеклизы — на этом этапе в полном объеме не была завершена. За последние три десятилетия, уже в России, по периферии рассматриваемой территории проведены комплексные геофизические и геохимические работы по региональным опорным профилям: Алтай - Северная Земля (до Чириндинской площади), скв. Хо-шонская-256 - р. Мойеро, Диксон - оз. Хантайское, скв. Хантайская-405 - скв. Тынепская-215. По результатам этих работ получены важные геолого-геофизические данные о бортовых частях синекли-зы [1], но и им в большинстве случаев не хватает параметризации геологических разрезов. Задачи по изучению центральных районов региона по-прежнему остаются нерешенными.
Между тем оценки перспектив нефтегазо-носности северо-западной части Лено-Тунгус-ской НГП, сделанные разными учеными, выглядят весьма оптимистично [2-7]. В работе [7], помимо оценки извлекаемых ресурсов нефти и газа Севе-ро-Тунгусской нефтегазоносной области (НГО), которые авторы статьи представляют весьма завышенными (нефть — 10,6 млрд т, свободный газ — 11,4 трлн м3), коллективом авторов ИНГГ СО РАН предложена программа геолого-разведочных работ регионального этапа изучения комплексом геолого-геофизических методов.
Результаты
Согласно нефтегазогеологическому районированию, в северо-западной части Лено-Тунгус-ской НГП выделяется самая крупная по площади (около 400 000 км2) Северо-Тунгусская НГО, соответствующая большей части надпорядкового структурно-тектонического элемента — Курей-ской синеклизе [8]. По результатам последней количественной оценки (2017), выполненной для этой НГО, ее ресурсный УВ-потенциал составляет: нефти с конденсатом (геологические/ извлекаемые) — 6729,5/2586,3 млн т; свободного
газа — 5295,7 млрд м3, газа растворенного (извлекаемого) — 238 млрд м3.
В пределах Северо-Тунгусской НГО наибольший УВ-потенциал связывается с Путоранским нефтега-зоперспективным районом (НГПР), который авторы статьи выделяют на территории, охватывающей центральную и восточную части плато Путорана с бассейнами рек Аякли, Аян, верховья Курейки, Ту-тончаны, Виви, Тембенчи, Котуя [9]. С позиций современного структурно-тектонического районирования в этот район входят структуры I и II порядков: Путоранский свод, Анамское куполовидное поднятие, восточная часть Бильчанского куполовидного поднятия, юго-западная часть Ядунского свода, а также пограничные части Ламо-Хантайского ме-гапрогиба, Нижнетунгусского прогиба, Курейской котловины и Верхнекочечумской впадины (рис. 1).
Вышеназванные положительные структурно-тектонические элементы характеризуются высокой плотностью начальных геологических ресурсов УВ, оцениваемой в пределах 50-100 тыс. т/км2, что сравнимо с аналогичным показателем для Бай-китской и Непско-Ботуобинской антеклиз, где открыты и разрабатываются месторождения нефти и газа (рис. 2).
Между тем геолого-геофизическая изученность Северо-Тунгусской НГО до настоящего времени остается одной из самых низких в Лено-Тунгусской НГП. При этом в наиболее нефтегазоперспективном Путоранском районе, в его крайней северной части, пробурена только одна параметрическая и три колонковых скважины. Изученность сейсморазведоч-ными работами окраинных частей рассматриваемого района едва ли достигает 0,012 км/км2 (рис. 3).
Общие представления о структурно-тектоническом, фациальном, нефтегазогеологическом районировании до сих пор основываются на результатах геологических съемок масштабов 1 : 200 000, 1 : 1 000 000, структурно-геологических съемок масштаба 1 : 100 000 по лавовым покровам, мелкомасштабных гравиметрической и аэромагнитной съемок, точечного сейсмического зондирования МОВ, гидрогазогеохимических исследований рекогносцировочной стадии.
Для получения представлений о возможном потенциале локализованных ресурсов Путоранско-го НГПР авторы статьи приняли за основу структурную карту, построенную на рассматриваемую территорию по методике сейсмогравимагнитного моделирования, разработанной В.И. Казаисом [10]. Структурный план, отражающий строение части осадочного чехла по отложениям нижнего палеозоя, представлен на этой схеме в основном пли-кативными формами структурных элементов положительного и отрицательного знаков, местами осложненными дизъюнктивными дислокациями (рис. 4). При этом отмечается высокая (сотни метров) контрастность структурных элементов, несвойственная платформенным условиям, что мож-
Границы (1-3): 1 — Путоранского НГПР, 2 — Северо-Тунгусской НГО, 3 — НГО Лено-Тунгусской НГП; 4 — изогипсы опорного сейсмического горизонта Б — кровля тэтэрской свиты венда - нижнего кембрия; 5 — тектонические нарушения; структурно-тектонические границы (6-10): 6 — Сибирской платформы, 7 — надпорядковых элементов (IX — Турухано-Нориль-ская гряда, X — Курейская синеклиза, XI — Анабарская антеклиза, XII — Байкитская антеклиза), 8 — элементов I порядка (Х1 — Норильско-Хараелахский мегапрогиб, Х2 — Путоранский свод, Х3 — Ламско-Хантайский мегапрогиб, Х4 — Туринский мегапрогиб, XI1 — Маймечинский мегавыступ, XII1 — Бахтинский мегавыступ, XII2 — Кузьмовский мегавыступ), 9 — элементов II порядка (76 — Хараелахский прогиб, 77 — Пастагинский вал, 78 — Кетский прогиб, 79 — Верхнекулюмбинская котловина, 80 — Эмбинчиминская котловина, 81 — Самоедский вал, 82 — Верхнекурейское поднятие, 83 — Нижнекурей-ский выступ, 84 — Северореченское поднятие, 85 — Муруктинский прогиб, 86 — Чириндинский выступ), 10 — локальных поднятий (242 — Иконское, 243 — Самоедское, 244 — Никитовское, 245 — Дакитское, 246 — Мегунское, 247 — Верхне-хугдюканское, 248 — Северное, 249 — Бильчанское, 250 — Аяглинское, 251 — Верхненимдинское, 252 — Чириндинское, 253 — Тардэхское, 254 — Хоктамское, 255 — Зондовое, 271 — Чамбэнское, 272 — Верхнехоиктинское, 273 — Онкоиктин-ское, 274 — Канандинское, 275 —Чунигское, 276 — Алатчеринское, 286 — Романихинское, 287 — Нерокенское, 288 — Верхненалинское)
Boundaries (1-3): 1 — Putoransky oil and gas promising area, 2 — North Tungussky petroleum area, 3 — oil and gas promising areas of Leno-Tungussky petroleum province; 4 — structural contours of seismic reference horizon Б — Top of Vendian - Lower Cambrian Tetersky Fm; 5 — faults; structural and tectonic boundaries (6-10): 6 — Siberian Platform, 7 — super-order elements (IX — Turukhano-Norilsky ridge, X — Kureisky syneclise, XI — Anabarsky anteclise, XII — Baikitsky anteclise), 8 — I-st order elements (Х1 — Norilsky-Kharaelakhsky megatrough, Х2 — Putoransky arch, Х3 — Lamsky-Khantaisky megatrough, Х4 — Turinsky megatrough, XI1 — Maimechinsky mega-uplift, XII1 — Bakhtinsky mega-uplift, XII2 — Kuzmovsky mega-uplift), 9 — II-nd order elements (76 — Kharaelskhsky trough, 77 — Pastaginsky swell, 78 — Ketsky trough, 79 — Verkhnekukyumbinsky basin, 80 — Embinchiminsky basin, 81 — Samoedsky swell, 82 — Verkhnekureisky uplift, 83 — Nizhnekureisky rise, 84 — Severorechensky uplift, 85 — Muruktinsky trough, 86 — Chirindinsky rise), 10 — local highs (242 — Ikonsky, 243 — Samoedsky, 244 — Nikitovsky, 245 — Dakitsky, 246 — Megunsky, 247 — Verkhnekhugdyukansky, 248 — Severny, 249 — Bilchansky, 250 — Ayaglinsky, 251 — Verkhnenimdinsky, 252 — Chirindinsky, 253 — Tardekhsky, 254 — Khoktamsky, 255 — Zondovy, 271 — Chambensky, 272 — Verkhnekhoiktinsky, 273 — Onkoiktinsky, 274 — Kanandinsky, 275 — Chunigsky, 276 — Alatcherinsky, 286 — Romanikhinsky, 287 — Nerokensky, 288 — Verkhnenalinsky)
\__у
Рис. 2.
Fig. 2.
Карта плотности начальных суммарных геологических ресурсов УВ северо-западной части Сибирской платформы (по данным АО «СНИИГГИМС», 2017)
Density map of total initial in-place resources of hydrocarbons, north-western part of Siberian Platform (according to SNIIGGIMS, 2017)
аи b А 1 <5 2 3 4
5 6 7 8
10
1 — пробуренные скважины (а — параметрическая, b — колонковая); 2 — территория Путоранского заповедника; 3 — площадь лицензионных участков (1 — Авамский,
2 — Аянский, 3 — Аяклинский); плотности начальных геологических ресурсов УВ, тыс. т/км2 (4-10): 4 — предпочтительно перспективные, количественно не оцененные, 5 — < 3, 6 — 3-5, 7 — 5-10, 8 — 10-30, 9 — 30-50, 10 — 50-100.
Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
1 — drilled wells (а — stratigraphic, b — core holes);
2 — territory of the Putoransky State Nature Reserve; 3 — license areas (1 — Avamsky, 2 — Ayansky, 3 — Ayaklinsky);
density of total initial in-place resources of hydrocarbons, thous. t/km2 (4-10): 4 — assumed as promising, not quantified, 5 — < 3, 6 — 3-5, 7 — 5-10, 8 — 10-30, 9 — 30-50, 10 — 50-100. For other Legend items see Fig. 1
но объяснить особенностями методики. Принимая во внимание специфику методики, авторы статьи допускают, что рассматриваемая схема принципиально отражает современный структурный план, который может использоваться для ориентировочной оценки локализованных ресурсов ловушек структурного типа с залежами УВ пластового, сводового и массивного типов.
В качестве основных нефтегазоперспективных резервуаров на всей территории приняты ордовикский и силурийский, в восточной части, примыкающей к Анабарской антеклизе, — средне-ниж-
некембрийский, залегающий на умеренных по термодинамическим условиям глубинах (рис. 5).
К оцениваемым перспективным горизонтам отнесены: в кембрийской части разреза стратиграфический аналог таначинского и дельтулинского горизонтов, продуктивных на Таначинской и Мок-таконской площадях Бахтинского мегавыступа; в ордовикском и силурийском интервалах разреза — соответственно, байкитский и венлокский горизонты, промышленная нефтегазоносность которых в Лено-Тунгусской НГП не установлена, но на Ле-дянской площади в них получены явные признаки нефтенасыщения. Перспективность байкитского и венлокского резервуаров данного района повышается, по сравнению с другими, за счет распространения здесь соленосных отложений нижнего и среднего девона [11] и наличия в подстилающих отложениях лландоверийского яруса нижнего силура и куонамской свиты нижнего - среднего кембрия нефтематеринских пород с высоким содержанием органического углерода. Основные очаги нефте-газогенерации при этом находятся в Ламско-Хан-тайском прогибе, Верхнекочечумской и Туринской впадинах.
Заполнение ловушек в ордовик-силурийском разрезе осадочного чехла предполагается преимущественно нефтью в силу положения основных нефтематеринских толщ в зоне нефтеобразования и, по-видимому, отсутствия в разрезе высококачественных флюидоупоров, способных удерживать в ловушках газообразные УВ. Подсчетные параметры для оценки ресурсного потенциала ловушек принимались по данным скважин, пробуренных на Ле-дянской площади и Бахтинском мегавыступе. При этом для всех оцениваемых ловушек коэффициент заполнения УВ принимался не более 70 %. Результаты весьма ориентировочной оценки локализованных извлекаемых ресурсов каждой ловушки по всему рассматриваемому району приведены в таблице.
Данные количественной оценки УВ Северо-Тун-гусской НГО в целом и, в частности, локализованных ресурсов Путоранского НГПР гипотетически свидетельствуют о возможном значительном УВ-потенциале рассматриваемого региона. Однако необходимо иметь в виду, что достоверность их прогноза весьма слабо подкреплена фактической геолого-геофизической информацией. Ее отсутствие объясняется беспрецедентно низкой изученностью, не отвечающей даже требованиям регионального этапа. В связи с этим стратегической задачей для современной геологической отрасли необходимо считать выявление реального УВ-потенциала Севе-ро-Тунгусской НГО и его экономического значения для России. Решение этой стратегической задачи возможно только путем планирования и реализации программы геолого-разведочных работ регионального этапа, включающей современный комплекс аэрогеофизических и геохимических методов, профильные сейсморазведочные и электроразведочные работы (4000 км) в сочетании с бурением 7 колонко-
9
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 3. Fig. 3.
Изученность Северо-Тунгусской НГО бурением и сейсморазведкой Drilling and seismic exploration maturity of the North Tungussky Petroleum Area
1 — изученность сейсморазведочными работами. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 2 1 — seismic exploration maturity. For other Legend items see Fig. 1, 2
вых скважин (10 500 м) и 3 параметрических скважин с общей проходкой 16 500 м (рис. 6).
При этом необходимо учитывать, что рассматриваемая территория большей своей частью находится в пределах плато Путорана с исключительно сложным для всех видов транспорта рельефом. Поэтому планированию геолого-разведочных работ, особенно в части строительства глубоких параметрических скважин и проведения сейсморазве-дочных работ, должны предшествовать детальная рекогносцировка площади работ и тщательная проработка проектных решений. Принимая во внимание широкое распространение в регионе разветвленной речной сети и особенно крупных, протяженностью до 100 км, глубоководных озер,
возможно рассматривать выполнение сейсмораз-ведочных работ в водном варианте.
Отработку рассматриваемой территории целесообразно осуществлять в два этапа, каждый продолжительностью 3 года. На первом этапе провести работы на Западно-Путоранской площади, на втором — Восточно-Путоранской. Проведение сейсморазведочных работ желательно совместить с бурением структурно-колонковых скважин на нижнедевонские отложения (зубовский стратиграфический горизонт). В данном контексте первоочередной параметрической скважиной является Верхне-Тутончанская-403 с проектным горизонтом — фундаментом и проектной глубиной — 5500 м (рис. 6).
Рис. 4. Fig. 4.
Схема ловушек, выделенных по результатам сейсмогравимагнитого моделирования в пределах Путоранского НГПР Scheme of traps identified using the results of seismo-gravity-magnetic modelling within the Putoransky oil and gas promising region
i _> 2 __^ 3 (Ш 4 о
I — граница смены структурных построений (I — структурно-тектоническая карта западной части Сибирской платформы (под ред. Кринина В.А., 2002), II — по данным сейсмо-гравимагнитного моделирования (Казаис В.И., 1996-2003); 2 — изогипсы отражающего горизонта Б — кровли тэтэрской свиты венда - нижнего кембрия, км; 3 — изогипсы горизонта в низах палеозоя по данным сейсмогравимагнитого моделирования, км; 4 — поднятия, для которых оценены извлекаемые ресурсы нефти по категории D„ (1 — Васковское, 2 — Никитовское, 3 — Дакитское, 4 — Мегунское, 5 — Романихинское, 6 — Сагданское, 7 — Мирюканское, 8 — Себякинское, 9 — Харипчинское, 10 — Эрупчинское,
II — Шадринское, 12 — Северо-Дюпкунское, 13 — Южно-Дюпкунское, 14 — Южно-Ха-комское, 15 — Бильчанское); 5 — валообразные структуры II порядка, выделенные по результатам сейсмогравимагнитого моделирования.
Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
1 — boundary between different structural images (I — structural and tectonic map, western part of the Siberian Platform (eds. Krinin V.A., 2002), II — according to data of seismo-gravity-magnetic modelling (Kazais V.I. (1996-2003); 2 — structural contours of Б Reflector — Top of Vendian - Lower Cambrian Tetersky Fm, km; 3 — structural contours in Palaeozoic basal part according to the results of seismo-gravity-magnetic modelling, km; 4 — uplifts for which the recoverable oil reserves are assessed in D„ Category (1 — Vaskovsky, 2 — Nikitovsky, 3 — Dakitsky, 4 — Megunsky, 5 — Romanikhinsky, 6 — Sagdansky, 7 — Miryukansky, 8 — Sebyakinsky, 9 — Kharipchinsky, 10 — Erupchinsky, 11 — Shadrinsky, 12 — North Dyupkunsky, 13 — South Dyupkunsky, 14 — South Khakomsky, 15 — Bilchansky); 5 — ridge-like II-nd order structures identified using the results of seismo-gravity-magnetic modelling. For other Legend items see Fig. 1
5
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 5. Fig. 5.
Оцениваемые нефтегазоперспективные горизонты в разрезе Путоранского НГПР
Estimated oil and gas promising horizons in the column of the Putoransky oil and gas promising region
oc <
и ^
CO
О
£ О
ш
ш
ш
Ярус
Эмсский
De
Пражский
Dtp
Лохковский
DJ
Пржидольский
S2|3
Лудловский
S2ld
Венлокский
Sw
Лландоверийский SJ
Ашгиллский
O,as
Карадокский
Ok
Лланвирнский
Ol
Ареоигский
Трелладокский
Ott
Батысзбайский
£3 bt
Аксайский
£3ak
Сакский
£,s
Аюсокканский
£2 as
Майский
Амгинский
£2am
ToCоnисиC
e,th
Ботомский
Атдабанский
£>at
Томмотский
ett
Нефтегазоносный комплекс
Силурийский
Ордовикский
Нижне-средне-кембрийский
Перспективный горизонт
Венлокский
Байкитский
s
о
г о к с н и
т
а н а
о л а н А
в о т н о
m
и р
о
о к с н
и
лу
!о
л
е д
О £ и
^сиси orat; t( J с
1
2
1 — флюидоупор; 2 — проницаемый комплекс 1 — impermeable bed; 2 — permeable sequence
OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS
Таблица. Table.
Оценка локализованных извлекаемых ресурсов нефти Путоранского НГПР, млн т
Estimation of localized recoverable oil reserves in the Putoransky oil and gas promising region, mln tons
Поднятие Перспективные горизонты Итого по поднятию, млн т
S2ld SjW O2bk £ 1-2 £1 R
Мирюканское - 30,79 93,98 - - 124,77
Романихинское - - - 55,64 - - 55,64
Сагданское - - - 103,7 - - 103,7
Себякинское - 8,45 25,79 - - - 34,24
Харипчинское - 26,25 80,09 - - - 106,34
Эрупчинское - 26,17 79,85 - - - 106,02
Южно-Хакомское - 100,18 305,68 - - - 405,86
Бильчанское - 30,51 93,07 - - - 123,58
Северо-Дюпкунское - 29,59 90,3 - - - 119,89
Южно-Дюпкунское - 37,33 113,89 - - - 151,22
Шадринское - 24,58 75,02 - - - 99,6
Никитовское 139,94 279,89 345,17 - 931,46 103,59 1800,05
Восковское 26,99 53,98 66,57 - 55,06 13,78 216,38
Дакитское 66,97 133,95 165,19 - 87,69 21,94 475,74
Мегунское 239,9 479,81 591,73 - 1147,11 127,58 2586,13
Всего 473,8 1261,48 2126,33 159,34 2221,32 266,89 6509,16
Рис. 6. Fig. 6.
Схема расположения рекомендуемых геолого-разведочных работ Location map of the recommended geological exploration activities
_ 2 xÇ/ 3 \a
6
Рекомендуемые объемы и виды геологоразведочных работ (1-4): 1 — параметрическое бурение, 2 — колонковое бурение,
3 — сейсморазведочные работы MOR"-2D;
4 — аэрогеофизические методы; 5 — проектное положение северного окончания сейсмического профиля Алтай - Северная Земля; 6 — пробуренные поисковые скважины. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 2
Recommended scope and types of geological exploration works (1-4): 1 — structural drilling, 2 — core drilling, 3 — 2D seismic operations; 4 — airborne geophysical surveys; 5 — planned position of the northern end of Altai - Severnaya Zemlya seismic line; 6 — drilled wildcats. For other Legend items see Fig. 1, 2
Заключение толщей отложений фанерозойского и позднепроте-
Предложенные выше приоритетные направ- розойского возраста. На основе геолого-геофизиче-
ления, основные методы и объемы программы ского матеPиaла, полученного по результатам реко-геолого-разведочных работ позволят по существу мендуемых программ геолого-разведочных работ,
разобраться в основных особенностях геологиче- появится реальная возможность выполнить коли-
ского строения и перспективах нефтегазоносности чественную оценку и оценить значение УВ-сырья
платформенного осадочного чехла северной части крупнейшей территории нефтегазоперспективных
Северо-Тунгусской НГО, выполненного мощной земель.
Литература
1. Филипцов Ю.А. Геологическое строение рифейских прогибов западной части Сибирской платформы // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. - 2011. - № 4. - С. 30-47.
2. Старосельцев В.С. Тектоника базальтовых плато и нефтегазоносность подстилающих отложений. - М. : Недра, 1989. - 259 с.
3. Старосельцев В.С. Актуальные проблемы тектоники нефтегазоперспективных регионов. - Новосибирск : Наука, 2008. - 212 с.
4. Старосельцев В.С., Дивина Т.А., Муратов М.И. Тунгусское базальтовое плато и прогноз скоплений углеводородов в подстилающих отложениях // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. - 2015. - № 2. - С. 16-25.
5. Соболев П.Н., Шиганова О.В., Дыхан С.В. Прогноз по геохимическим и гидрогеологическим данным новых зон, перспективных для выявления нефтяных залежей на территории центральных районов Лено-Тунгусской НГП // Перспективные на нефть зоны и объекты Сибирской платформы : сб. науч. тр. - Новосибирск : СНИИГГиМС, 2009. - С. 19-26.
6. Филипцов Ю.А., Мельников Н.В., Ефимов А.С. Нижне-среднекембрийский рифогенный барьер на севере Сибирской платформы объект первоочередных нефтегазопоисковых работ // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. - 2014. - № 2. - С. 25-35.
7. Конторович А.Э., Фомин А.М., Губин И.А., Бурштейн Л.М. Перспективы нефтегазоносности и программа региональных работ на территории Северо-Тунгусской НГО // Новые вызовы фундаментальной и прикладной геологии нефти и газа — XXI век : мат-лы Всероссийской научной конференции с участием иностранных ученых (Новосибирск, 14-15 сентября 2021 г.). - Новосибирск : ИПЦ НГУ, 2021. - С. 159-162. Э01 10.25205/978-5-4437-1248-2-159-162.
8. Анциферов А.С., Бакин В.Е., Варламов И.П. и др. Геология нефти и газа Сибирской платформы. - М. : Недра, 1981. - 552 с.
9. Кринин В.А., Порозов И.И. Нефтегазоносность Путоранского свода и сопредельных территорий на северо-востоке Курейской си-неклизы // Геология нефти и газа. - 2018. - № 5. - С. 5-14. DOI: 10.31087/0016-7894-2018-5-5-14.
10. Казаис В.И. Методика и основные результаты сейсмогравиметрического моделирования (СГММ) при изучении глубинной тектоники трапповых областей Сибирской платформы // Минеральные ресурсы Таймырского автономного округа и перспективы их освоения : мат-лы науч.-практ. конф. - СПб. : ВСЕГЕИ, 2004. - С. 97-106.
11. Кринин В.А. Перспективы нефтегазоносности и оценка прогнозных ресурсов палеозоя территории плато Путорана // Минеральные ресурсы Таймырского автономного округа и перспективы их освоения : мат-лы науч.-практ. конф. - СПб. : ВСЕГЕИ, 2004. -С. 125-131.
References
1. Filiptsov Yu.A. Geological structure of riphean troughs in the Western part of Siberian platform. Geologiya i mineral'no-syr'evye resursy Sibiri. 2011;(4):30-47. In Russ.
2. Starosel'tsev MS. Tektonika bazal'tovykh plato i neftegazonosnost' podstilayushchikh otlozhenii [Tectonics of basalt plateaus and petroleum potential of subjacent formations]. Moscow: Nedra; 1989. 259 p. In Russ.
3. Starosel'tsev MS. Aktual'nye problemy tektoniki neftegazoperspektivnykh regionov [Current problems of tectonics in oil and gas promising regions]. Novosibirsk: Nauka; 2008. 212 p. In Russ.
4. Starosel'tsev V.S., Divina T.A., MuratovM.I. Tunguska basaltic plateau and prediction of hydrocarbon accumulations in underlying deposits. Geologiya i mineral'no-syr'evye resursy Sibiri. 2015;(2):16-25. In Russ.
5. Sobolev P.N., Shiganova O.V., Dykhan S.V Prognoz po geokhimicheskim i gidrogeologicheskim dannym novykh zon, perspektivnykh dlya vyyavleniya neftyanykh zalezhei na territorii tsentral'nykh raionov Leno-Tungusskoi NGP [Prediction of new zones promising for oil pool discovery in the central regions of the Lena-Tungussky Petroleum Province using geochemical and hydrogeological data]. In: Perspektivnye na neft' zony i ob"ekty Sibirskoi platformy : sb. nauch. tr. Novosibirsk: SNIIGGiMS; 2009. pp. 19-26. In Russ.
6. Filiptsov Yu.A., Mel'nikov N.V., Efimov A.S. Lower-middle Cambrian reef barrier in the northern Siberian platform as a target of primary exploration for oil and gas. Geologiya i mineral'no-syr'evye resursy Sibiri. 2014;(2):25-35. In Russ.
7. Kontorovich A.Eh., Fomin A.M., Gubin I.A., Burshtein L.M. Prospects for oil and gas content and the program of regional works on the territory of the north-tunguska oil and gas field. In: Novye vyzovy fundamental'noi i prikladnoi geologii nefti i gaza — XXI vek: mat-ly Vserossiiskoi nauchnoi konferentsii s uchastiem inostrannykh uchenykh (Novosibirsk, 14-15 september 2021). Novosibirsk: IPTS NGU; 2021. pp. 159-162. DOI 10.25205/978-5-4437-1248-2-159-162. In Russ.
8. Antsiferov A.S., Bakin V.E., Varlamov I.P. et al. Geologiya nefti i gaza Sibirskoi platform [Oil and gas geology of the Siberian Platform]. Moscow: Nedra; 1981. 552 p. In Russ.
9. Krinin V.A., Porozov I.I. Oil and gas potential of the Putorana Anticline and neighbouring lands in the north east of the Kureya Syneclise. Geologiya nefti i gaza. 2018;(5):5-14. DOI: 10.31087/0016-7894-2018-5-5-14. In Russ.
10. Kazais V.I. Trap-rock areas in the Siberian Platform: methodology and main results of seismic-gravimetric modelling in the studies of deep-seated tectonics. In: Mineral'nye resursy Taimyrskogo avtonomnogo okruga i perspektivy ikh osvoeniya : mat-ly nauch.-prakt. konf. St. Petersburg: VSEGEI; 2004. pp. 97-106. In Russ.
11. Krinin V.A. Petroleum potential and undiscovered resources of the Palaeozoic in the Plateau territory. In: Mineral'nye resursy Taimyrskogo avtonomnogo okruga i perspektivy ikh osvoeniya : mat-ly nauch.-prakt. konf. St. Petersburg: VSEGEI; 2004. pp. 125-131. In Russ.
OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS
Информация об авторах Кринин Владимир Александрович
Кандидат геолого-минералогических наук, ведущий научный сотрудник Красноярский отдел Новосибирского филиала ФГБУ «ВНИГНИ»,
660000 Красноярск, пр-т Мира, д. 55 e-mail: vkrinin@vnigni.ru ORCID ID: 0000-0001-6610-2884
Порозов Игорь Игоревич
Геолог
Красноярский отдел Новосибирского филиала ФГБУ «ВНИГНИ»,
660000 Красноярск, пр-т Мира, д. 55 e-mail: iporozov@vnigni.ru ORCID ID: 0000-0001-9366-1921
Шеходанова Юлия Васильевна
Старший научный сотрудник Красноярский отдел Новосибирского филиала ФГБУ «ВНИГНИ»,
660000 Красноярск, пр-т Мира, д. 55 e-mail: yshehodanova@vnigni.ru
Information about authors Vladimir A. Krinin
Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Leading Researcher
Krasnoyarsk Department of All-Russian Research Geological Oil Institute Novosibirsk Branch, 55, prospekt Mira, Krasnoyarsk, 660000, Russia e-mail: vkrinin@vnigni.ru ORCID ID: 0000-0001-6610-2884
Igor' I. Porozov
Geologist
Krasnoyarsk Department of All-Russian Research Geological Oil Institute Novosibirsk Branch, 55, prospect Mira, Krasnoyarsk, 660000, Russia e-mail: iporozov@vnigni.ru ORCID ID: 0000-0001-9366-1921
Yuliya V. Shekhodanova
Senior Researcher
Krasnoyarsk Department of All-Russian Research Geological Oil
Institute Novosibirsk Branch,
55, prospekt Mira, Krasnoyarsk, 660000, Russia
e-mail: yshehodanova@vnigni.ru
