министерство природных ресурсов российской федерации

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
КРАСНОЯРСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ГЕОЛОГИИ И МИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ
(КНИИГиМС)
РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК
СИБИРСКОГО ОТДЕЛЕНИЯ
ОБЪЕДИНЕННЫЙ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ, ГЕОФИЗИКИ И МИНЕРАЛОГИИ
На правах рукописи
БОЛДУШЕВСКАЯ Людмила Николаевна
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО ПРОГИБА
И СЕВЕРО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ
25.00.09 -
геохимия, геохимические методы
поисков
полезных
ископаемых
ДИССЕРТАЦИЯ
на соискание ученой степени
кандидата геолого-минералогических наук
Научный руководитель
доктор геолого-минералогических наук
академик А.Э.Конторович
КРАСНОЯРСК 2001
2
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
3
ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О РОЛИ
КАТАГЕНЕЗА ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА В
НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИИ....,
ГЛАВА 2. ОБЪЕКТ, МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ
ГЛАВА 3. КРАТКИЙ ОЧЕРК ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ
9
25
105
3.1.
Стратиграфия мезозойских отложений
105
3.2.
Тектоника
117
3.3
Состояние исследований по органической геохимии на
территории Енисей-Хатангского регионального прогиба
и северо-восточной части Западно-Сибирской
геосинеклизы
123
3.4.
Нефтегазоносность
132
3.4.1.
Резервуары нефти и газа
132
3.4.2.
Месторождения нефти и газа
139
ГЛАВА 4. ПОТЕНЦИАЛ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ ЮРСКО-МЕЛОВЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ
148
4.1.
Фациально-генетический тип органического вещества
148
4.2.
Распределение органического вещества
153
4.3.
Катагенез органического вещества
161
ГЛАВА 5. ПРОГНОЗ ФАЗОВОГО СОСТАВА ЗАЛЕЖЕЙ
УГЛЕВОДОРОДОВ
182
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
188
ЛИТЕРАТУРА
190
3
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы. На высокие перспективы нефтегазоносности севе­
ро-востока Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции ученые обратили вни­
мание еще в 40-50 годы (H.A. Гедройц, Т.М. Емельянцев, H.H. Ростовцев, В.Н.
Сакс, 3.3. Ронкина и др.) В конце шестидесятых годов на этой территории, вблизи
границы Ямало-Ненецкого автономного округа в составе Тюменской области и
Таймырского автономного округа в составе Красноярского края был открыт ряд
месторождений конденсатного газа, что позволило полностью обеспечить энерге­
тику Норильского горнометаллургического комбината. В настоящее время в усло­
виях прогнозируемого подъема российской экономики потребности этого района в
газе и нефтепродуктах существенно возрастут. Кроме того, Россия, страны Азиат­
ско-Тихоокеанского региона и севера Европы повысили интерес к транспорту
энергоносителей (нефть, конденсат, сжиженный природный газ и др.) Северным
морским путем. Эти обстоятельства резко повышают экономическую ценность ре­
сурсов нефти и газа низовьев Енисея и прилегающих территорий. Для долгосроч­
ного проектирования обеспечения газом и нефтепродуктами севера Красноярского
края, а также определения возможных масштабов их экспорта необходимо уточ­
нить всем возможным комплексом методов, в том числе геохимическими метода­
ми, оценку перспектив нефтегазоносности этого района.
На территории Енисей-Хатангского регионального прогиба и прилегающих
районов Западно-Сибирской геосинеклизы первые систематические геохимические
исследования были проведены в 60-70 годы (А.И.Данюшевская, А.Э. Конторович и
др., И.Д.Нолякова, Д.С. Сороков и др.). В силу размещения и глубины скважин в
те годы эти исследования содержали информацию главным образом по меловым
отложениям Малохетского, Рассохинского и Балахнинского валов. К настоящему
времени пробурено
большое количество новых скважин, многие из которых
вскрыли юрские отложения, в том числе и в погруженных структурах. Это сделало
необходимым изучить новый материал геохимическими методами и на этой основе
выполнить более обоснованный качественный и количественный прогноз нефтега­
зоносности мезозойских отложений этой территории.
4
Сложившаяся экономическая ситуация делает крайне важными и актуаль­
ными исследования по уточнению критериев и оценке перспектив нефтегазоносности Енисей-Хатангского регионального прогиба и северо-восточной части ПурТазовской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провин­
ции.
Целью работы является качественный прогноз нефтегазоносности юрскомеловых
отложений Енисей-Хатангского прогиба и северо-восточной части За­
падно-Сибирской плиты на основе уточнения геохимических критериев прогноза.
Для достижения этой цели автор должна была сосредоточить свое внимание на ре­
шении следующих задач:
1.
Выработать рациональную и эффективную в конкретных геологиче­
ских условиях методику изучения степени катагенетической преобразованности органического вещества, в частности, оценить возможно­
сти применения метода пиролиза ОВ для определения катагенеза и
нефтегазогенерационных возможностей мезозойских отложений Енисей-Хатангской и северо-восточной части Пур-Тазовской НГО;
2.
Детально изучить степень катагенетической преобразованности орга­
нического вещества в разрезе и на площади и на этой основе создать
трехмерную модель катагенеза органического вещества в юрских и
меловых отложениях;
3.
Уточнить информацию о распределении, концентрации и типах орга­
нического вещества в юрских и меловых отложениях
Хатангского
регионального
прогиба
и
северо-востока
ЕнисейЗападно-
Сибирской плиты.
Теоретические основы исследования. Главным методическим направле­
нием работы является изучение катагенетической преобразованности органическо­
го вещества как важнейшего фактора, контролирующего нефтегазообразование.
Важность изучения катагенеза органического вещества для прогноза нефтегазо­
носности убедительно показана в работах И.И. Аммосова, Н.Б. Вассоевича, B.C.
Вышемирского, А.Э. Конторовича, С.Г. Неручева, И.И. Нестерова, Г.М. Парпаро-
5
вой, П.А. Трушкова и др. Их исследования явились теоретической основой выпол­
ненных исследований.
Защищаемые научные результаты и положения:
1.
На территории северо-востока Западно-Сибирской геосинеклизы и
Енисей-Хатангского регионального прогиба установлена единая палеоглубинная
зональность катагенеза органического вещества, обусловленная сходной истори­
ей развития всего изучаемого бассейна.
2.
При максимальном погружении юрско-меловых отложений границы
стадий катагенеза ОВ располагались субгоризонтально. В течение неотектониче­
ского этапа произошел дифференцированный подъем территории и размыв от­
ложений значительной мощности на поднятиях.
3.
На основе изучения катагенеза ОВ и концентрации ОВ в породах юр-
ско-мелового комплекса с учетом фациально-генетического типа ОВ прогнозиру­
ются зоны разного фазового состава залежей углеводородов.
Научная новизна. Личный вклад.
1.
Установлена зависимость между Т т а х , определяемой методом пиро­
лиза ОВ на приборе Коск-Еуа1, и отражательной способностью витринита для ме­
зозойских отложений Западно-Сибирской геосинеклизы и Енисей-Хатангского
регионального прогиба. Это позволило разработать применительно к осадочным
толщам, содержащим сапропелево-гумусовое, гумусово-сапропелевое
(терра-
аквагенное) и гумусовое (террагенное) органическое вещество, экспрессный ком­
плекс методов определения степени катагенетической преобразованности орга­
нического вещества и методику построения карт катагенеза органического веще­
ства в районах, испытавших интенсивное неотектоническое воздымание. На ос­
нове данных по новым глубоким скважинам и большого фактического материала
установлено, что нарастание степени катагенеза ОВ по разрезу юрско-меловых
отложений в разных тектонических структурах изучаемого бассейна (исключая
Уренгойский вал) имеет сходный характер, который проявляется на разных глу­
бинах. Линии нарастания катагенеза ОВ в разных скважинах имеют одинаковый
угол наклона и конфигурацию, поэтому интервалы одноименных градаций ката-
6
генеза ОВ равные. Определена глубинная зональность катагенеза для отдельных
площадей.
2.
Установлено, что органическое вещество одинаковой степени катаге­
неза на разных структурах находится на разных глубинах, что связано с интен­
сивностью новейшего воздымания и размыва в этом районе. Выполнена оценка
мощности размытых пород и построена соответствующая карта. При этом полу­
чены новые данные о масштабах неотектонического воздымания и размыва от­
ложений в пределах Енисей-Хатангского регионального прогиба и северо-востока
Западно-Сибирской геосинеклизы.
3.
Уточнены критерии прогноза нефтегазоносности рассматриваемой
территории. На обширном материале существенно уточнена зональность катаге­
неза органического вещества в мезозойских отложениях Енисей-Хатангского ре­
гионального прогиба, определенная ранее А.Э.Конторовичем и др. 1971,1975 г.,
А.И.Данюшевской, 1973 г. И.Д.Поляковой и др., 1983,1985 г.
Практическая значимость: На основе изучения катагенеза ОВ методом
пиролиза ОВ и отражательной способности витринита, с учетом концентрации ОВ
в породах и фациально-генетического типа ОВ, в юрско-меловых отложениях про­
гнозируются зоны разного фазового состава углеводородов. Построены соответст­
вующие схемы. Результаты выполненных исследований позволят повысить досто­
верность количественного прогноза ресурсов углеводородов в мезозойских отло­
жениях.
Реализация работы. Результаты работы используются комитетом «Красноярскприродресурсы» и «Таймырприродресурсы» при уточнении количественной
оценки перспектив нефтегазоносности по состоянию на 01.01.2000 г.
Апробация работы. Основные положения диссертации опубликованы в 10
работах, изложены в трех фондовых отчетах, докладывались на Второй Междуна­
родной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Пробле­
мы геологии и освоения недр» (Томск, 1998), на второй международной конферен­
ции «Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бас­
сейнов» во ВНИГРИ (Санкт-Петербург, 1999); на III Международной конференции
7
«Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (МГУ, 1999 г.); на IV Междуна­
родной конференции Новые идеи в науках о Земле» (МГГА, 1999 г.); на Междуна­
родной конференции «Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно
освоенных глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных
работ» в КАМНИИКиГС (Пермь, 2000 г.); на Всероссийской научной конференции
«Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна», (Тюмень, 2000
г.).
Фактический материал. В основу диссертации положены данные, соб­
ранные в процессе работы в КНИИГиМС по хозрасчетным договорам с комитетом
«Красноярскприродресурсы» при участии автора, а также материалы по смежным
территориям,
предоставленные
автору
в ИГНГ
СО РАН (А.Э.Конторович,
А.Н.Фомин).
В работе использованы результаты изучения кернового материала глубо­
ких скважин по Енисей-Хатангскому региональному прогибу и северо-восточной
части Западно-Сибирской геосинеклизы, данные пиролитических исследований в
количестве 708 анализов, данные измерений отражательной способности и показа­
теля преломления витринита в 400 образцах (включая данные
переданные
А.Э.Конторовичем и А.Н.Фоминым по Тюменской сверхглубокой скважине и по
Уренгойской площади); результаты определения содержаний органического угле­
рода в юрско-меловых отложениях из базы данных комитета «Красноярскприрод­
ресурсы» в количестве 766 анализов. Этот объем аналитических исследований
включает в себя определения самого автора и собранные им опубликованные и
фондовые данные других исследователей, изучавших Енисей-Хатангский прогиб и
северо-восточную часть Западно-Сибирской геосинеклизы.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и
заключения. Общий объем работы составляет 206 страниц, включая 50 рисунков,
12 таблиц. Список использованной литературы составляет 156 наименований.
Работа выполнена в процессе заочного обучения в аспирантуре при ОИГГиМ
СО
РАН.
Научное
руководство
работой
осуществлял
академик
8
А.Э.Конторович, которого автор искренне благодарит за четкую постановку задач,
постоянное внимание к работе и ценные советы.
Автор глубоко признательна за помощь и содействие в формировании
идей, развитых в защищаемых положениях диссертации к.г.-м.н. Ю.А.Филипцову.
Измерения отражательной способности витринита осуществлялось автором с по­
мощью
и
под
руководством
к.г.-м.н.
А.Н.Фомина
(ИГНГ
СО
РАН).
А.Э.Конторович и А.Э.Фомин предоставили автору результаты выполненных в
ИГНГ СО РАН замеров отражательной способности
витринита по Тюменской
сверхглубокой скважине и скважинам Уренгойского месторождения, а также об­
разцы для пиролиза OB, отобранные в Тюменской сверхглубокой скважине. Пиро­
лиз органического вещества проводился в лаборатории ИГиРГИ М.С.Зонн и в ла­
боратории ОИГГиМ В.Н.Меленевским.
Ценные советы и критические замечания при обсуждении отдельных раз­
делов работы автор получил от д.г.-м.н., профессора B.C. Вышемирского, д.г.-м.н.
И.Д. Поляковой, д.г.-м.н. Г.Г.Шемина, к.г.-м.н. В.А. Кринина, к.г.-м.н. Л.Л. Кузне­
цова, к.г-м.н. A . C . Фомичева, к.г.-м.н. И.Ю.Яковлева, специалистов В.П. Кичигина,
А.Г. Кореневского, Л.И. Кяргиной, В.Б. Морозова, A . B . Пантелеева, З.Ф. Пономаренко.
Автор сердечно благодарит всех, кто оказал ей помощь в работе над дис­
сертацией.
9
ГЛАВА L СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ
О РОЛИ КАТАГЕНЕЗА ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА В
НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИИ
Катагенез органического вещества (ОВ) - это длительная стадия в гео­
химической истории ОВ, заключенного в осадочных породах, включающая про­
цессы изменения ОВ в результате увеличения глубины погружения и пластовой
температуры (Словарь по геологии нефти и газа, 1988). В некоторых работах
вместо термина «катагенез» употреблялся термин «метаморфизм» для обозначе­
ния стадий преобразования органического вещества, углей, нефтей и т.д. Эта
глава является краткой сводкой результатов исследований многих ученых, рабо­
тавших в этой области, и при цитировании прямой речи терминология авторов
сохраняется.
Зависимость между нефтегазообразованием и катагенезом органическо­
го вещества установлена более 100 лет назад. Впервые в 1863 г. Г.Роджерс отме­
тил связь между уровнем катагенетической превращенности углей и нефтегазоносностью вмещающих их толщ на примере угольных бассейнов Пенсильвании.
В дальнейшем эта закономерность была более обстоятельно изучена Д.Уайтом в
1915-1921 г. на материале Северо-Американской платформы и получила назва­
ние теории углеродного коэффициента. Под углеродным коэффициентом (carbon
ratio) понимается процентный выход беззольного кокса, т.е. нелетучего углеро­
да, к органической массе угля. Согласно этой теории для районов, где уголь и
нефть испытали одинаковую степень катагенеза, нахождение газовых и нефтя­
ных залежей возможно при определенных значениях углеродного коэффициен­
та. Эти значения, по мнению Д.Уайта, не должны, как правило, превышать 7080%.
Теория углеродного коэффициента была подтверждена М. Фуллером
(1920 г.) на материалах Северного Техаса, Э.Лиллеем, 1934 г. для Пенсильвании,
М. и Р. Тайхмюллерами и Х.Фабианом, 1955 г. для Вельденского бассейна ФРГ.
По данным этих исследователей, нефтяные залежи связаны со слабо преобразо­
ванными осадочными породами, высокометаморфизованные породы лишены
нефти; реагирование углей на метаморфическое воздействие позволяет считать
10
их природными индикаторами тех метаморфических изменений, которые испы­
тали породы, вмещающие угли.
И.М.Губкин высоко оценивал роль катагенетического этапа преобразо­
вания ОВ для образования нефтяных и газовых углеводородов: «..вслед за отно­
сительно кратковременным периодом биохимической ... переработки наступает
неизмеримо более длительный геохимический период регионального метамор­
физма, протекающего синхронно с метаморфизмом окружающих пород. Основ­
ными факторами в этом метаморфизме являются 1) давление вышележащих
масс, а также газов, 2) температура и 3) время».
«Зоны глубоких депрессий являются тем местом, где осадки сапропеле­
вого характера, погружаясь на значительную глубину, попадали в особые усло­
вия температуры и давления, где процессы разложения органического вещества,
начавшиеся еще, может быть, в момент их отложения, продолжались уже в от­
ношении температуры и давления в особо благоприятных условиях для возник­
новения диффузно-рассеянной нефти», (Учение о нефти, 1932г.).
Значение теории углеродного коэффициента и влияние степени мета­
морфизма углей на нефтегазоносность вмещающих отложений подчеркивалось в
работах В.В.Вебера (1945 г.) для Донецкого бассейна, М.В.Абрамовича (1948 г.),
В.С.Вышемирского (1958) по мезозойским отложениям Центральной Якутии,
В.П.Козлова
(1958
г.),
Ю.С.Мавринского
(1962
г.)
-
для
Сахалина,
Г.М.Парпаровой (1962 г.) - для Чечено-Ингушетии. В результате этих исследо­
ваний стала очевидна преимущественная связь нефти и газа с углями марок Бз,
Д, Г, газа - с углями ПЖ-Т.
В 40-50-х годах при изучении условий образования нефти и газа и выра­
ботке геохимических критериев нефтегазоносности главное внимание уделялось
закономерностям накопления и концентрации ОВ в современных и ископаемых
осадочных отложениях. В разработку этих проблем в эти годы наибольший
вклад
внесли
Н.Б.Вассоевич,
В.В.Вебер,
А.И.Горская,
М.Ф.Двали,
Н.А.Еременко, Д.В.Жабрев, С.П.Максимов, К.Ф. Родионова,
Н.М.Страхов,
И.А.Юркевич в СССР; П.Д.Траск, Х.В.Патнод, К. Крейч-Граф и другие - за ру­
бежом.
11
с начала 50 гг. вопросам катагенеза ОВ придается важное значение по
двум направлениям благодаря работам Н.Б.Вассоевича и В.А.Успенского: обра­
зование нефтяных углеводородов из рассеянного органического вещества пород
и преобразование нефтей в зоне катагенеза. В 1953 г. в статье «Изменение нефтей в земной коре» Н.Б.Вассоевичем, Г.А.Амосовым обосновывалось положение
о том, что легкие компоненты нефти в основном являются порождением факто­
ров катагенеза, а не диагенеза: «Основными процессами, протекающими в зоне
катагенеза, являются перераспределение водорода и потеря нефтью акцессорных
компонентов. Перераспределение водорода, усиливающееся с ростом темпера­
туры, ускоряется в результате каталитического воздействия минеральных ком­
понентов пород и приводит к уменьшению удельного веса нефти, снижению со­
держания смол, к возрастанию количества легких фракций и увеличению доли
метановых углеводородов (в том числе парафина). Авторы подчеркивают, что
«свойства нефти отражают воздействие внешней среды, контролируемой двумя
основными процессами - глубинными (катагенез) и поверхностными (гипергенез)». В 1955 г. В.А.Успенский в статье « Стадии преобразования и их место в
системе геохимических циклов углерода» приводит факты
изменения состава
рассеянного органического вещества в каждом из четырех выделенных им цик­
лов круговорота углерода, отмечая важную роль в образовании углеводородов
процессов, протекающих на стадии катагенеза. Он пишет: «В зоне катагенеза с
повышением температуры по мере погружения осадков с прогрессирующим
обезвоживанием осадков и с возрастанием возможности каталитического дейст­
вия глинистых минералов постепенно создаются достаточно благоприятные ус­
ловия для заметного проявления термокаталитических реакций - декарбоксилирования с образованияем УВ, разукрупнения молекул с образованием более низ­
комолекулярных, в частности углеводородных продуктов, процессов диспропорционирования водорода, процессов изомеризации присутствовавших ранее
углеводородов в более устойчивые в этих условиях соединения. Здесь мы стал­
киваемся с третьим источником нефтяных углеводородов, проявляющимся уже в
метаморфическом цикле углерода. Прогрессирующая метаморфизация органи­
ческого вещества в ходе погружения осадков в зоне катагенеза сопровождается
12
выделением газообразных продуктов, среди которых преобладающую роль иг­
рает углекислота, а на последующих стадиях-метан». В.А.Успенский также в
этой публикации отмечает важнейшую роль катагенеза ОВ в процессе первич­
ной миграции: «Процесс первичной миграции, знаменующий качественно новый
этап в непрерывном до сих пор процессе эволюции свойств исходного вещества
происходит в зоне катагенеза и находится в связи с особой категорией явлений,
свойственной «метаморфическому» циклу углерода».
В том же году выходит книга «Происхождение нефти», в которой
Н.Б.Вассоевич в статье «Стадии развития нефтематеринских отложений терригенного типа» отмечает, что «по мере погружения микронефтематеринских по­
род происходит а) потеря микронефтью обязательных для нее акцессорных эле­
ментов 8, Н, О, б) ее метанизация за счет нафтеновых углеводородов, в) обога­
щение низкомолекулярными компонентами (за счет распада молекул), в том
числе газами, которые образуются в огромном количестве.
В начале 50 гг активно начинают развиваться методы определения катагенетической преобразованности органического вещества. Большое значение для
определения катагенетической преобразованности органического вещества ме­
тодом отражательной способности витринита имеют исследования Аммосова
И.И. В 1952 г. он отмечал: «следует полагать, что отражательная способность
вещества углей изменяется параллельно с изменением их тонкой и ультратонкой
молекулярной структуры. При этом отражательная способность является наибо­
лее простым внешним выражением глубоких изменений строения и состава ве­
щества угля, происходящих в процессе диагенеза и метаморфизма твердых го­
рючих ископаемых».
М.Тайхмюллер (1958 г.) были открыты новые пути для использования
материалов по катагенезу углистых включений в породах как нефтепоисковых
признаков в тех районах, где отсутствуют угольные месторождения, но имеются
микроскопические растительные остатки в нефтесодержащих породах. Она мик­
ропетрографическими методами изучила степень углефикации мелких обуглен­
ных растительных остатков в песчаниках, известняках и глинистых породах ме­
зозоя южной части Нижнесаксонского бассейна, перспективного на нефть. В ре-
13
зультате этих исследований М.Тайхмюллер показала, что нефтяные поля нахо­
дятся там, где обугленные растительные остатки имеют невысокую степень углефикации.
В 1961 г. И.И.Аммосов и Тан Сю-И отмечали, что « превращения орга­
нического вещества угля можно использовать для суждения об интенсивности
воздействия соответствующих факторов не только на уголь, но и на вмещающие
уголь неорганические осадочные породы, а также на рассеянное ОВ, включенное
в эти осадочные породы, в том числе на нефть и газ. По стадиям изменения угля
можно судить о стадиях изменения осадочных пород и о нефтегазоносности...Нет сомнений в том, что нефтегазоносность и свойства углей зависят от
стадий изменения осадочных пород. При этом с повышением стадий изменения
осадочных пород угли остаются в составе осадочной толщи как твердые тела, а
нефть, подвергаясь глубоким химическим превращениям, изменяет свой состав
и мигрирует; это приводит к тому, что на соответствующих стадиях изменения
осадочных пород слои, бывшие ранее нефтегазоносными, уже не содержат неф­
ти». Авторы утверждают, что повышение углефикации связано с ростом мощ­
ности осадочных пород, перекрывающих пласты угля и с величиной геотермиче­
ского градиента в данном участке Земли.
В 1963 г. в своей книге «Геологические условия метаморфизма углей и
нефтей» В.С.Вышемирский излагает результаты исследования взаимоотношений
процессов угле- и нефтенакопления и подчеркивает, что «..нефти приурочены к
отложениям, в которых ОВ углефицировано до стадий блестящих бурых, длиннопламенных и газовых углей. При меньшей углефикации проявление катагенных факторов недостаточно для образования миграционноспособных углеводо­
родов, а при большей - жидкие углеводороды расщепляются вследствие глубо­
кого диспропорционирования. Метаморфизм является главным фактором, опре­
деляющим состав и свойства нефтей и углей».
Первые классификации катагенетических превращений сапропелевого и
гумусового РОВ были построены на примере мезозойских отложений ЗападноСибирской
плиты
П.А.Трушковым.
в
1963-1967
гг.
А.Э.Конторовичем,
Г.М.Парпаровой,
14
В ноябре 1967 г. в геологической серии Известий АН СССР была опуб­
ликована статья Н.Б.Вассоевича «Теория осадочно-миграционного происхожде­
ния нефти», в которой автор предложил называть этап в геохимической истории
пофужающейся осадочной толщи, когда она находится в условиях температур и
давлений, при которых в составе РОВ наиболее энергично происходит новооб­
разование битумоидов, в том числе УВ, главной фазой нефтеобразования (ГФН).
Тогда же независимо А.Э.Конторович (Нефтепроизводящие толщи, 1967) выде­
лил эту часть зоны катагенеза в качестве главной зоны нефтеобразования - ГЗН).
Эти исследователи убедительно показали, что не глубина залегания, а именно
температура является ведущим фактором преобразования органического веще­
ства. По современным представлениям, ГЗН отвечает диапазону с середины
МК1'(Д) до МК2(Ж). Представления о ГФН (ГЗН) были всесторонне обоснованы
в трудах Н.Б.Вассоевича, А.Э.Конторовича, В.С.Вышемирского, А.Н.Гусевой,
Д.И.Дробота, С.Г.Неручева, А.А.Трофимука, К.А.Черникова, Б.Тиссо, Р.Пеле и
др. И получили широкое признание за рубежом. В настоящее время большинст­
вом исследователей признается наличие в разрезе стратисферы ГЗН. В едином
цикле нефтеобразования в осадочной толще принято выделять следующий ряд
фаз: фаза созревания потенциально нефтепроизводящих отложений, фаза начала
и прогрессивного развития процессов нефтеобразования, главная фаза процессов
нефтеобразования, фаза затухания процессов нефтеобразования и фаза сущест­
вования нефтепроизводивших отложений. В разрезах осадочных бассейнов вы­
деляются зоны, соотвествующие каждой из этих фаз. Они носят те же названия,
что и фазы.
В
1967
г.
опубликована
статья
Ф.Г.Гурари,
А.Э.Конторовича,
К.И.Микуленко, П.А.Трушкова, А.С.Фомичева «Условия формирования и зако­
номерности размещения залежей нефти и газа в свете представлений о биоген­
ном генезисе нефти». Изучение нефтегазоносности отложений мезозойскокайнозойского чехла Западно-Сибирской плиты позволило выявить условия об­
разования месторождений нефти и газа, присущее и другим бассейнам. Одним
из главных условий формирования нефтяных и газовых месторождений авторы
отмечают катагенетическую преобразованность органического вещества. «Про-
15
цессы метаморфизма определяют изменение состава рассеянного органического
вещества: с глубиной растет битумоидный коэффициент, увеличивается отно­
шение хлороформенного экстракта к спиртобензольному, одновременно в хлороформенном экстракте увеличивается концентрация углеводородов, уменьша­
ется содержание гетероэлементов. Изменяется состав углеводородов. По мере
нарастания метаморфизма органического вещества происходит метанизация уг­
леводородов, в них увеличивается доля метановых и уменьшается доля нафтено­
вых структур, возрастает количество нормальных углеводородов... Процесс
формирования залежей нефти и газа - процесс длительный. Протекает он в оп­
ределенных термодинамических условиях, которые регулируются в основном
величиной погружения потенциально материнских толщ».
Использование оптических свойств витринита для определения этапов и
подэтапов катагенеза осадков позволило внести значительную ясность в про­
блему нефтеобразования в отношении времени и условий развития тех процес­
сов, которые знаменуют ГФН - усиленного новообразования УВ, особенно лег­
ких и их широкой эмиграции.
В 1967 г. С.Г.Неручевым отмечаются закономерности превращения РОВ
терригенных пород на стадии катагенеза под воздействием факторов метамор­
физма и нефтеотдачи, обоснованные результатами многочисленных исследова­
ний терригенных материнских отложений Волго-Уральской области, Северного
Кавказа, Западной Сибири и других районов, и возможность выявления на этой
основе нефтематеринских свит и количественной оценки процессов нефтеотда­
чи. Автор отмечает, что «Процесс эмиграции нефти из материнских пород начи­
нается тогда, когда они испытают погружение под плащом более молодых отло­
жений. Затем эмиграция продолжается в связи с тектоническим движениями».
В 1969 году выходит книга И.И.Нестерова «Критерии прогнозов нефтегазоносности», в которой автором наряду с другими критериями оценки нефтегазоносности большое внимание уделяется вопросу о степени метаморфизма ор­
ганического вещества и мощности осадочных пород. Он пишет: «Формирование
нефтяных залежей из РОВ начинается только на определенных для каждой неф­
тегазоносной провинции глубинах. Поэтому мощность осадочных пород в лю-
16
бом седиментационном бассейне следует рассматривать как показатель возмож­
ной его нефтеносности...Минимальная глубина для начала формирования зале­
жей нефти зависит от многих факторов: геотектонического строения нефтегазо­
носной провинции, состава исходного органического вещества, геотермического
режима, наличия или отсутствия крупных размывов, взаимоотношения возраста
осадков, выполняющих бассейн и др. Обобщающим параметром, учитывающим
связь мощности осадочной толщи с тектоникой, геотермическим режимом и
другимим параметрами, является степень метаморфизма органического вещест­
ва: этот показатель тесно связан с характером нефтегазоносности осадочных
толщ».
В статье А.Э.Конторовича, С.Г.Неручева «Катагенез РОВ и нефтегазообразование», 1971 г. суммированы результаты многолетних исследований со­
трудниками ВНИГРИ и СНИИГГиМСа катагенных преобразований ОВ и дина­
мики новообразования и эмиграции жидких и газообразных углеводородов. По
данным углепетрографических, физико-химических и химических методов ис­
следования показано, что «...именно катагенный этап в истории захороненного
органического вещества является решающим для нефтегазообразования». Экс­
периментальные материалы позволили авторам проследить изменения в про­
цессе катагенеза керогенной части РОВ, состава битумоидов и углеводородов
разных групп в них, газовых компонентов в РОВ. Рассмотрена динамика процес­
сов первичной миграции, прослежено изменение битумоидного коэффициента в
зоне катагенеза для разных типов РОВ.
В 1973 году в сборнике трудов СНИИГиМС в статье А.Э.Конторовича,
В.П.Даниловой «Нефтегазообразование в угленосных осадочных толщах (на
примере мезозойских и палеозойских отложений юга Западной и Средней Сиби­
ри)» авторы отмечают, что по данным многих исследователей новообразование
битумоидов в сапропелевом и гумусовом органическом веществе происходит на
длиннопламенной - газовой стадии катагенеза. В статье показано изменение
разных групп углеводородов гумусового вещества в зоне катагенеза. Показана
вертикальная зональность процессов нефтегазообразования, которая ранее опи­
сывалась
Н.Б.Вассоевичем,
В.А.Успенским,
В.С.Вышемирским,
17
А.Э.Конторовичем.
А.Э.Конторович,
В.П.Данилова
отмечают,
что
«...представления о том, что гумусовое вещество генерирует преимущественно
газообразные углеводороды бесспорно, но рассматривать углистые толщи как
исключительно газопроизводящие вряд ли верно. Они могут генерировать значетельные запасы нефти в том случае, если претерпели необходимые катагенетические изменения». Многочисленные исследования показали, что максималь­
ные содержания битумоида, нормальных и изо-алканов в РОВ гумусового типа
отмечается на газовой стадии катагенеза.
В 1974 г в статье А.Э.Конторовича, А.И.Изосимовой, П.А.Трушкова
«Масштабы и особенности процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в зоне катагенеза» на основе большого фактического материала разрабо­
тана динамика новообразования жидких и газообразных углеводородов в РОВ в
зоне катагенеза. Показано, что и в сапропелевом и в гумусовом ОВ наиболее ин­
тенсивно новообразование происходит в конце подэтапа Д и на подэтапе Г ката­
генеза. Главные зоны новообразования углеводородных газов и битумоидов про­
странственно разобщены - максимумы газообразования охватывают протокатагенез, самое начало мезокатагенеза (подэтап Б, Д), а также конец мезокатагенеза
и начало апокатагенеза (подэтапы К, ОС, Т, ПА). В главной зоне нефтеобразования, охватывающей диапазон с подэтапа Д до конца подэтапа Ж, в составе РОВ
формируется весь комплекс углеводородных и неуглеводородных компонентов,
свойственных нефти, имеют место наиболее благоприятные условия для пер­
вичной миграции, формируется основная масса нефтяных месторождений.
С
этой зоной связано формирование метановых, парафинистых нефтей в нефтепроизводящих толщах, содержащих гумусовое РОВ. По многим месторождени­
ям отмечается, что максимумы запасов нефти и газа несколько смещены вверх
относительно зон их максимальной генерации, так как в пределах нефтегазонос­
ных комплексов основные залежи нефти и газа скапливаются в их верхних час­
тях, под региональными экранами. Эту картину осложняет вертикальная мигра­
ция нефти и газа по разломам и зонам нарушений и трещиноватости, и смещение
к сводам и моноклиналям зон аккумуляции УВ относительно зон их генерации и
в пределах самих нефтегазоносных комплектов. В заключение авторы отмечают.
18
что между интенсивностью генерации в катагенезе органического вещества нефтепроизводящих толщ жидких и газообразных УВ, их состава и распределением
в разрезе зон максимального нефте- и газонакопления имеется четкая связь.
В 1976 г. в книге А.Э.Конторовича «Геохимические методы количест­
венного прогноза нефтегазоносности» процессам катагенетической преобразованности органического вещества уделяется ведущая роль при прогнозе нефте­
газоносности. Автор отмечает: «В настоящее время твердо установлено, что
главные этапы формирования скоплений нефти и газа в стратисфере связаны со
стадией катагенеза».
Г.М.Парпаровой, С.Г.Неручевым и др. (1981) по результатам собствен­
ных исследований и литературным данным был обобщен материал по катагенезу
РОВ палеозойских, мезозойских и альпийских складчатых зон подвижных поя­
сов, а также древних и молодых платформ. Авторы убедительно показывают,
что катагенез РОВ является одним из важнейших показателей при прогнозиро­
вании нефти и газа.
По современным представлениям образование нефтяных и газовых уг­
леводородов происходит в крупных осадочных бассейнах, испытывающих ус­
тойчивое погружение в процессе своего развития. В истории формирования неф­
тегазоносного осадочного бассейна важную роль играют тектонические процес­
сы, определяющие его структурный план. По мере погружения осадочного бас­
сейна происходит увеличение мощности перекрывающих отложений, которое
приводит к тому, что нижние слои испытывают воздействие все большей тем­
пературы и давления, входят в зону катагенеза. Две группы процессов являются
определяющими для катагенетической стадии в истории OB. Во-первых, это
глубокие и направленные изменения физико-химических свойств и химической
структуры OB, сопровождающиеся новообразованием большого числа соедине­
ний. В зоне катагенеза преобразуется молекулярная структура OB с отрывом
различных функциональных групп, с термической деструкцией полимерных мо­
лекул и с выделением значительного количества газообразных и жидких продук­
тов. Вследствие потери летучих компонентов уменьшается масса РОВ, происхо­
дит его остаточное обуглероживание и постепенное упорядочение структуры
19
вплоть до образования графита. Из сравнения различных седиментационных
бассейнов прослеживается, что в континентальных отложениях с гумусовым ма­
териалом формируются в основном скопления углеводородных газов, а в мор­
ских и прибрежно-морских отложениях с сапропелевым РОВ - залежи нефти.
Однако при доминирующей роли процессов газообразования в отложениях с
преимущественно гумусовым ОВ не следует недооценивать возможность обра­
зования в них нефти. А.Н.Фомин (1987) приводит примеры того, что нередко уг­
леносные и субугленосные формации наряду с газовыми и газоконденсатными
залежами содержат и чисто нефтяные.
Вторая черта катагенеза ОВ - это огромные масштабы миграции про­
дуктов катагенетических превращений ОВ и как следствие образование залежей
нефти и газа (Конторович А.Э., 1976). В зоне катагенеза под действием темпера­
туры и давления при участии катализаторов происходят процессы преобразова­
ния нефтей в залежах и на путях миграции. Здесь происходят реакции изомери­
зации, перераспределения водорода, частичная деструкция, метанизация нефти.
А.Э.Конторович, О.Ф.Стасова, А.С.Фомичев, (1964)
рассматривают возмож­
ность изменения состава нефтей в залежах под воздействием факторов регио­
нального метаморфизма на примере нефтей Западно-Сибирской низменности.
Приводятся примеры, свидетельствующие о приуроченности метановых, часто
парафинистых нефтей к отложениям, в которых органическое вещество нахо­
дится на паровично-жирной стадии катагенеза. На основе анализа фактического
материала, авторы делают вывод о том, что при достижении органическим ве­
ществом жирной стадии катагенеза начинается катагенное преобразование неф­
тей. При более глубоких изменениях вмещающих пород, протекающих в усло­
виях
более высоких температур и давлений, происходит полное разрушение
нефтей.
С появлением фактического материала по катагенезу РОВ по разным ре­
гионам в литературе стали широко обсуждаться геологические закономерности
и факторы катагенеза: температура, давление и геологическое время.
Температура является важнейшим и наиболее изученным фактором ка­
тагенеза ОВ. В природных условиях это выражается в «правиле Хильта», уста-
20
новленном впервые па германских угольных бассейнах (Hilt С , 1873 г.). Сущ­
ность этого правила состоит в том, что в одном и том же бассейне, в приблизи­
тельно одинаковых условиях тектоники, угли с глубиной от пласта к пласту
обедняются летучими веществами и обогащаются углеродом. Увеличение мета­
морфизма углей и катагенеза РОВ с глубиной и возрастанием температуры в на­
стоящее время является повсеместно установленным фактом.
Современные представления о распределении температур в осадочном
покрове основаны на признании ведущей роли глубинного теплового потока,
усиления его за счет радиоактивных процессов в осадочной оболочке и на пере­
распределении в ней тепла. Основываясь на признании тепла радиоактивных
процессов как ведущего источника тепловой энергии и на теоретических расче­
тах, большая часть исследователей принимают допущение об относительном по­
стоянстве во времени общего теплового потока в районах с различным возрас­
том консолидации континентальной коры. Это используется многими исследо­
вателями как основа для представлений об относительном постоянстве темпера­
тур, во всяком случае,
с палеозоя, и поэтому современные температуры ими
приравниваются к палеотемпературам. Ряд исследователей (В.С.Вышемирский,
И.И.Аммосов, И.А.Минский, В.В.Панов) придерживаются другого мнения.
В.С.Вышемирский (1963) предполагает значительное выделение тепла при тек­
тонических процессах; он также считает, что в прошлом, в период погружения
осадочной толщи, палеотемпературы должны были быть значительно выше.
Предположение
о
более
высоких
палеотемпературах
высказывалось
И.И.Аммосовым (1971) 1977 г. на основании изучения отражательной способно­
сти витринита.
Давление рассматривается как важнейший фактор изменения ОВ при
пофужении осадков. В.С.Вышемирский, 1963 г., ссылаясь на различные экспе­
рименты, отмечает, что формы давления на ОВ разнообразны. Всестороннее
давление без изменения объема пород затрудняет углефикацию; одностороннее
и всестороннее сжатие с уменьшением объема пород приводит к выделению те­
пла, вследствие чего оно способствует более глубокой углефикации, при этом
под давлением для углефикации требуется более высокая температура.
21
В настоящее время распространено мнение об отсутствии влияния дав­
ления как самостоятельного фактора преобразования ОВ.
А.Э.Конторович
(1967) при исследовании корреляционных связей между показателем преломле­
ния витринита, глубиной погружения и температурой вмещающей толщи при­
шел к выводу, что « в изученном интервале глубин (1500-3000 м) давление не
оказывает сколько-нибудь заметного влияния на чутьсий индикатор метаморфиз­
ма ОВ как показатель преломления витринита». В экспериментах Н.В.Лопатина
и Н.Х.Бостика (1973) даже при всестороннем давлении до 1500 МПА при ком­
натной температуре не происходило изменения степени метаморфизма.
На роль геологического времени в катагенезе РОВ в настоящий момент
существуют две резко противоположные точки зренры. Часть исследователей
считают, что длительность процесса катагенеза при сравнительно низких темпе­
ратурах компенсирует эффект кратковременного действия на ОВ высоких тем­
ператур, т.е. одна и та же степень катагенеза ОВ может возникнуть при быстром
воздействии высоких температур или при длительном воздействии более низких
температур. Часть исследователей считают, что катагенез ОВ происходит относрггельно кратковременно в момент наибольшего погружения бассейна. При
этом ОВ, испытавшее действие более высоких температур, при инверсии в менее
жесткие термобарические условия изменяться в катагенезе уже не может. Для
этого нужны большие погружения и температуры.
По мнению большинства исследователей, решающим и совершенно не­
обходимым фактором катагенеза ОВ является только тепловое воздействие.
Давление и геологическое время тоже являются необходимыми факторами, но
достаточные количественные их значения в природных условиях всегда обеспе­
чены.
Вопрос о влиянии литологического состава пород на темп карбонизации
захороненного в них органического вещества окончательно не выяснен. А.Н.
Фомин (1989) приводит обстоятельную сводку по этому вопросу. Согласно дан­
ным П.П.Тимофеева и Л.И.Боголюбовой по Анфспскому буроугольному место­
рождению, прослеживается возрастание значений показателя преломления вит­
ринита в ряду песчаник-аргиллит-уголь от 1,69 до 1,72. Наблюдаемые вариации
22
авторы связывают с влиянием литологического состава пород и условиями их
формирования. На уменьшение темпа углефикации в ряду от углей к песчаникам
указывал Б.К.Чичуа,
1964
г. на материале Ткибульского
месторождения.
Г.М.Парпаровой, 1966 г. на материале мезозойских отложений Сургутского рай­
она Западно-Сибирской низменности показано, что в песчаниках и алевритах
показатели преломления витринита большей частью на 0,01-0,02% ниже, чем в
аргиллитах и углистых породах. П.А.Трушковым, 1966 г. также на материале
мезозойских отложений Западной Сибири было установлено, что при прочих
равных условиях наименьшее значение показателя преломления наблюдается в
известковистых песчаниках. Х.Дамбергер, 1974 г. для ряда скважин в Сааре ука­
зывает на задержку углефикации в песчаниках из-за их высокой теплопроводно­
сти, поскольку тепло может в них переноситься столь быстро, что степень ката­
генеза почти не возрастает с глубиной. Наиболее полное обобщающее исследо­
вание по этому вопросу проведено Н.Бостиком и Г.Фостером, 1975 г. на мате­
риале карбоновых отложений Иллинойского бассейна. Они указывают, что не
прослеживается четкого влияния литологического состава пород на показатели
катагенеза РОВ. Отсутствие четкой картины авторы объясняют разными причи­
нами, в частности типами растительных ассоциаций, степенью гелификации или
биохимической углефикации в диагенезе, скоростями реакции катагенеза, свя­
занными с различиями в сопутствующих минералах, разной проницаемостью
пород и количеством содержащегося в них ОВ. А.Н.Фомин, 1989 г. по материа­
лам мезозойских отложений Западной Сибири и по результатам обобщения ли­
тературных данных отмечает, что из множества приведенных материалов нельзя
однозначно судить о зависимости отражательной способности витринита от ли­
тологического состава пород. Так, в одних случаях наблюдается рост отража­
тельной способности витринита в ряду песчаник-аргиллит-уголь, в других этого
нет, либо отмечается обратная ситуация. Наблюдаемые небольшие вариации
этого параметра как в сторону увеличения, так и уменьшения не выходят за гра­
ницы стадий и часто лежат в пределах точности метода исследования.
Таким образом, в настоящее время большинством исследователей при­
знается, что глубинная зональность катагенеза РОВ определяется главным обра-
23
зом температурой и зависит от интенсивности теплового потока. Остальные
факторы катагенеза имеют второстепенное значение, несколько ускоряя или за­
медляя темпы преобразования ОВ.
Вследствии разнообразия геологических условий закономерности ката­
генеза ОВ определяются
температурное
поле
целым рядом геологических факторов, влиявших на
в
осадочном
чехле.
В
соответствии
с
этим
В.С.Вышемирский (1963), А.Э.Конторович, П.А.Трушков (1981) выделяют в
осадочном чехле Сибирской платформы региональный статический катагенез,
региональный динамокатагенез, контактовый катагенез.
Региональный статический катагенез является самым распространенным
и возникает на фоне слабой тектонической активности, когда прогрев осадочной
толщи связан с общим тепловым режимом того или иного участка земной коры.
Температура пород осадочного чехла контролируется тепловым потоком, иду­
щим из фундамента, мощностью и литологией перекрывающих отложений, гид­
рогеологией седиментационного бассейна, а также эндотермическими и экзо­
термическими процессами, протекающими в осадочном выполнении в результа­
те уплотнения пород и реакций радиоактивного распада.
Региональный динамокатагенез (по В.С.Вышемирскому - динамометаморфизм, 1963 г.) проявляется при высокой тектонической активности террито­
рии. Под ним понимается преобразование ОВ под действием энергии тектониче­
ских процессов (тектонического сжатия, вертикальных и горизонтальных дви­
жений) при условии быстрого их протекания, когда возникающее тепло может
оказать определенное влияние на породы и органическое вещество.
Контактовый катагенез связывается с внедрением в осадочный чехол
интрузивных тел, увеличивая температуры осадочных пород и приводя к интен­
сивному катагенетическому превращению ОВ на территориях массовых интру­
зий. В районах малой насыщенности разреза интрузиями такое воздействие про­
является локально.
По многим методам выделены градации катагенеза органического веще­
ства. В настоящее время наиболее принята шкала катагенеза ОВ, основанная на
отражательной способности витринита К° (%). Выделены следующие градации
24
катагенеза РОВ, эталоном для которых послужили клареновые угли Донбасса:
буроугольная (Б), длиннопламенная (Д), газовая (Г), жирная (Ж), коксовая (К),
отощенно-спекающаяся (ОС), тощая (Т), полуантрацитовая (ПА) и антрацитовая
(А).
Таким образом, многочисленными исследованиями показано, что сте­
пень катагенетической преобразованности органического вещества является
важным фактором, контролирующим процессы нефтегазообразования.
25
ГЛАВА 2. ОБЪЕКТ, МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ
Геологическим объектом исследования в предлагаемой работе выбраны
юрско-меловые отложения северо-восточной части Западно-Сибирской геосинеклизы и Енисей-Хатангского регионального прогиба (рис. 1). Изучаемые отложе­
ния представлены неравномерным переслаиванием пачек алевролитов, песчаников
и аргиллитов с включениями углефицированного растительного детрита, прослоя­
ми и линзами углистых аргиллитов и алевролитов, пропластками углей.
Непосредственным объектом исследования геохимии и разработки геохи­
мических критериев прогноза нефтегазоносности является органическое вещество
юрско-меловых отложений. Материалом для исследований послужила коллекция
кернового материала из мезозойских отложений изучаемого осадочного бассейна
по 86 глубоким скважинам. А.Э.Конторович и А.Н.Фомин предоставили автору
результаты выполненных в ИГНГ СО РАН замеров отражательной способности
витринита по Тюменской сверхглубокой скважине и скважинам Уренгойского ме­
сторождения, а также образцы для пиролиза ОВ, отобранные в Тюменской сверх­
глубокой скважине.
При оценке нефтегенерационных свойств отложений главную роль играют
такие критерии, как степень обогащенности их органическим веществом; состав
этого органического вещества и его катагенетическая преобразованность.
Основными методами исследования, применяемыми в этой работе, явля­
ются измерение отражательной способности витринита и метод пиролиза органи­
ческого вещества (табл. 1,2,5-8). Комплекс этих методов позволил детально изучить
катагенез органического вещества мезозойских отложений. Обогащенность пород
органическим веществом определялась методом пиролиза. Кроме того, использова­
лись результаты определения содержания органического углерода (Сорт) из банка
данных по скважинам Комитета природных ресурсов по Красноярскому краю, в
формировании которого автор принимала непосредственное участие.
26
Рис. 1 . Обзорная схема района исследований
Граница распространения юрско-меловых отложений
I
1Д-
.
Скважины глубокого бурения на площадях, по которым
проводились исследования
27
Таблица 1
Комплекс применяемых методов
№
Метод исследования
Лаборатория
п/п
1
Количество
анализов
Пиролиз органического вещества
ИГиРГИ,
531
ОИГГиМ
2
Измерение
витринита,
отражательной
в
том
способности
числе
данные ИГНГ
273
А.Э.Конторовича, А.Н.Фомина по СГ6 и
Уренгойской площади.
Таблица 2
Количество проб, проанализированных методом пиролиза ОВ и измерений
отражательной способности витринита по глубоким скважинам из юрских и
нижнемеловых отложений северо-востока Западно-Сибирской геосинеклизы
и Енисей-Хатангского регионального прогиба
я
й
Площадь
Аномальная
Береговая
Береговая
Вадинская
Верхне-Кубинская
Восточно-Кубалахская
Владимирская
Волочанская
Волочанская
Ванкорская
Ванкорская
Гольчихинская
Горчинская
Горчинская
Дерябинская
Дерябинская
Дерябинская
а 3 Количество проб, исследо­
ванных методом пиролиза
ОВ
о
7
51
X
4
1
5
2
14
1
10
2
357
27
1
22
13
1
5
2
6
4
7
5
2
1
11
1
3
2
2
3
4
6
1
7
количество измерений
К°, %
6
4
1
3
2
28
продолжение таблицы 2
2
а,
5 Количество проб, исследо­
ванных методом пиролиза
ОВ
и
3
1
3
4
1
о се
Площадь
Дерябинская
Дерябинская
Дерябинская
Дерябинская
Дерябинская
Западно-Кубалахская
Кубалахская
Казанцевская
Казанцевская
Казанцевская
Логатская
Лодочная
Массоновская
Новая
Новая
Нанадянская
Озерная
Озерная
Озерная
Пеляткинская
Пеляткинская
Паютская
Паяхская
Паяхская
Паяхская
Паяхская
Сузунская
Сузунская
Сузунская
Сузунская
Сузунская
Сузунская
Сузунская
Сузунская
Соленинская
Соленинская
Соленинская
Соленинская
Средне-Пясинская
Средне-Яровская
Средне-Яровская
Средне-Яровская
Тагульская
Тагульская
Тагульская
9
4
5
14
15
359
1
4
5
6
361
11
363
1
2
310
4
8
10
4
15
1
1
2
8
2
1
3
14
9
14
3
18
25
1
2
9
1
12
6
16
7
3
4
7
7
5
2
6
3
4
10
11
17
20
21
23
16
21
24
25
1
2
10
12
1
7
5
2
2
11
3
6
1
3
1
3
1
2
2
8
2
1
5
3
4
количество измерений
К°, %
1
1
4
5
3
1
1
2
1
1
1
5
1
1
2
1
1
3
29
Площадь
Тайнинская
Тайкинская
Тайкинская
Токачинская
Токачинская
Токачинская
Танамская
Танамская
Турковская
Турковская
Турковская
Ушаковская
Ушаковская
Ушаковская
Ушаковская
Ушаковская
Ушаковская
Ушаковская
Ушаковская
Хабейская
Хабейская
Хабейская
Южно-Носковская
Яровская
Тюменская СГ
Уренгойская площадь
Всего
1
2
4
1
3
30
1
2
1
2
3
1
2
3
4
5
10
И
12
1
2
3
318
2
6
продолжение таблицы 2
Количество проб, иссле­
дованных методом пиро­ количество измерений
лиза ОВ
%
4
2
6
3
1
3
1
5
2
4
4
1
11
4
1
13
4
3
2
1
1
1
6
5
4
2
1
11
6
1
5
25
5
6
3
29
117*
75*
531
273
* данные А.Э.Конторовича, А.Н.Фомина
Состав органического вещества рассматривается по опубликованным и
фондовым
данным
А.Г.Войцеховской
(1974,
1977),
Е.И.Соболевой
(1981),
А.П.Афанасенкова (1984) и др.
Для установления катагенетической преобразованности органического веще­
ства в последнее время традиционно используется метод измерения отражательной
способности витринита, так как
оптические свойства этого микрокомпонента уг­
лей и гумусового РОВ закономерно изменяются в процессе углефикации. Шкала
катагенеза ОВ, основанная на отражательной способности витринита, в настоящее
время является самой надежной и наиболее принята у петрографов. В развитии ме­
тода большую роль сыграли исследования И.И. Аммосова, Л.И.Боголюбовой,
30
Н.А.Волкова, И.Б. Волковой, А.И.Гинзбург, В.И. Горшкова, Г.С. Калмыкова,
Н.М.Крыловой, Е.С.Ларской, Г.М. Парпаровой, Л.И. Сарбеевой,
Е.И.Соболевой,
М.Тейхмюллер, П.А.Трушкова, А.Н. Фомина и других.
В основу этой методики положена одна из главных физических способно­
стей углей и рассеянного органического вещества - повышение отражательной
способности с ростом катагенеза. Способность поверхности отражать то или иное
количество света находится в тесной зависимости от внутреннего молекулярного
строения вещества, от степени его уплотнения. Точная диагностика стадий катаге­
неза ОВ возможна только при фотометрировании на специальных установках. За­
меры
отражательной
способности
витринита
проводились
на
микроскопе-
спектрофотометре МСФН-2 в обыкновенном монохроматическом свете при длине
волны 546 мкм в воздухе (К^) и в кедровом масле (К'*). Метод основан на сравнении
показателя отражения изучаемого объекта с показателем отражения эталона. В ка­
честве эталона использовалось оптическое стекло ТФ-5 с показателем отражения в
иммерсионном масле 0,58 %. Принцип работы микрофотометрических установок
основан на сравнении фототоков, вызванных светом, отраженным от поверхности
эталона и исследуемого объекта. Фотометрирование заключается в измерении ин­
тенсивности отраженного света сначала от эталона, а затем от изучаемого объекта с
помощью ФЭУ. Отражательная способность является отношением интенсивности
отраженного света (1о) к падающему (!„), принимаемому за 1 или за 100 %. Отсюда
К= То/ 1п. Она выражается в процентах. При фотометрировании К определяют по
уравнению К=(1К1/(11, где К- показатель отражения исследуемого вещества, й - по­
казание регистрирующего прибора при измерении исследуемого вещества;
- по­
казание регистрирующего прибора при измерении эталона; К] - показатель отра­
жения эталона. (А.Н. Фомин,1987, ГОСТ 12113-94).
Измерения отражательной способности витринита в изучаемых отложениях
проводились в 90 образцах в углепетрогафической лаборатории ИГНГ под руково­
дством к.г.-м.н. А.Н.Фомина. Измерения проводились в воздухе и иммерсионном
масле. На каждом образце производилось 10-20 замеров и вычислялось среднее
арифметическое значение.
31
в работе принята шкала катагенеза ОВ по А.Э.Конторовичу (1967 г).
Углистые включения распределены в разрезе осадочной толщи неравно­
мерно и для точной диагностики стадий катагенеза ОВ методом отражательной
способности витринита
материала часто бывает недостаточно. Эспиталье и др.
разработали стандартный пиролитический метод для характеристики и оценки ОВ,
который в настоящее время используется достаточно широко в нефтегазовой гео­
химии как у нас, так и за рубежом. Применение метода пиролиза для изучения ка­
тагенеза органического вещества позволяет вовлечь в исследования те уровни гео­
логического разреза, где материала недостаточно для точной диагностики стадий
катагенеза по отражательной способности витринита или по элементному составу
керогена. Для проведения пиролитического анализа достаточно иметь микронавес­
ку породы весом 50-100 мг, содержащей органическое вещество в тонкорассеянном
состоянии.
Подробно методика пиролитического исследования описана в работах Дж.
Эспиталье
(1985),
М.Тайхмюллер
(1983),
А.Э.Конторовича
и
др. (1986),
Н.В.Лопатина, Т.П.Емец (1987), В.Н.Меленевского (1991) и др.
В установках "Коск-Еуа1" анализируемая проба помещается в предвари­
тельно нагретую до 300 °С печь и выдерживается там в течение 3 минут. За 3 ми­
нуты термоиспарение свободных углеводородов (УВ) достигает пика, называемого
пиком 81. Дальнейший нагрев до 600
производится со скоростью 25 °С в минуту
и приводит к выделению УВ, образовавшихся при крекинге керогена (пик 82). При
замере пика 82 фиксируется температура (в °С), при которой этот пик достигает
максимума: Т т а х . Чем выше катагенетическое преобразование ОВ анализируемого
образца, тем более высокой должна быть Т т а х .
При пиролизе ОВ измеряются следующие параметры:
81 - количество выделяющихся при нагревании до 300°С УВ, находящихся в
свободном состоянии в породе, в мг УВ/г породы.
82 - количество выделяющихся при нагревании от 300°С до 600°С УВ, обра­
зовавшихся в основном за счет деструкции керогена (нерастворимой в органиче­
ских растворителях части ОВ), в мг УВ/г породы (часть пика 82 образуют высоко-
32
молекулярные УВ и продукты деструкции смол и асфальтенов битумоида, которые
не выходят при формировании пика 81);
Сорт (ТОС) - содержание некарбонатного (органического) углерода в породе,
в %;
Т т а х - температура, при которой пик 82 достигает максимума, в °С.
Параметры 81, 82, Т т а х автоматически определяются пиролизатором при
производстве анализа. Пирограммы проб из мезозойских отложений отличаются
четкостью, ярко выраженным пиком 82. Даже пробы содержащие незначительное
количество Сорт как правило дают на пирограммах хорошо выраженные пики 82.
При проведении пиролитического анализа расчитываются следующие пара­
метры:
Р1 = 81/81+82 - индекс продуктивности;
Ш = 82/Сорг»100 - водородный индекс, в мг УВ/г Сорт.
По данным разработчиков прибора "Коск-Еуа1", когда содержание Сорт в
породе ниже 0,3%, а 82- ниже 0,5 мг УВ/г породы, разброс значений названных па­
раметров сильно возрастает и такие пробы следует считать некондиционными для
пиролиза (Дж Эспиталье, 1985). Поэтому пробы для пиролиза отбирались по воз­
можности из наиболее обогащенных органическим веществом пропластков, и все
же некоторые пробы не соответствовали кондициям и не использовались в даль­
нейших построениях.
Кроме данных пиролиза на приборе Коск-Еуа1 использовались результаты
пиролиза ОВ на пиролитической установке ОИГГиМ СО РАН, выполненные под
руководством В.Н.Меленевского (Филипцов и др., 1998, 1999).
Характеристика состава органического вещества и оценка его генетического
типа проводится, в основном, по опубликованным данным А.Г.Войцеховской
(1974, 1977), Е.И.Соболевой (1981), А.П.Афанасенкова (1984) и др. В небольшом
объеме просмотрены шлифы и аншлифы-брикеты.
Изучение обогащенности отложений органическим веществом проводилось на
основе определения содержаний органического углерода (Сорт) и подсчета средне­
взвешенных его значений на литологический комплекс стратиграфических подраз-
33
делений по типам пород. Для подсчета использовались данные
пиролитичес1сих
исследований, результаты определения Сорт из базы данных по скважинам Коми­
тета природных ресурсов по Красноярскому краю. Дополнительно привлекались
опубликованные и фондовые материалы Л.И.Богородской, Е.И.Соболевой (1983),
данные
Г.Н.Карцевой,
В.Н.Образковой,
А.П.Афанасенкова
(1982ф),
В.М.Бекетова, С.Г.Неручева (1995ф).
Подсчет средневзвешенных содержаний органического углерода выполнялся
следующим образом:
- в каждой скважине, где есть определения Сорг в свитах (толщах), были оп­
ределены мощности литологических типов пород;
- по ниже приведённой формуле были рассчитаны средневзвешеннные со­
держания органического углерода для свиты (толщи) в скважине:
Ш1 • С1+ т 2 • С2+ т з • С з + . . .
Ш] +
^1,2,3...
+ Шз . . .
- частные значения одного признака (содержание);
П11,2,з... - частные значения другого признака (мощность), в тех же точках
измерения, что и первого признака.
Следует учитывать, что количество имеющихся данных по отдельным сква­
жинам ограничено, и в большинстве случаев Сорг имеется не для всех типов пород
в конкретном разрезе свиты (толщи), поэтому, при подсчете, были использованы
результаты анализов из других, рядом расположенных, скважин.
Так как в отложениях Енисей-Хатангского прогиба породы обогащены орга­
ническим веществом гумусового типа, присутствует большое количество углефицированного растительного детрита, встречаются включения, прослои и линзы уг­
лей, то высокие значения Сорг, соответствующие наличию в образце концентриро­
ванного ОВ, учитывались отдельно (определялась мощность углистых пород, сред­
нее содержание Сорг в них).
34
Учитывая все вышеизложенное следует отметить, что вариации средневзве­
шенных значений Сорт в пределах одной свиты по разным скважинам отражают не
только изменения в содержании органического вещества, но и низкую опробованность толщи, что, в большинстве случаев связано с недостаточно полным отбором
и низким выходом керна.
Результаты пиролиза ОВ мезозойских отложений Енисей-Хатангской и
Пур-Тазовской НГО показали, что параметр Т т а х для проб изученной коллекции
закономерно возрастает с увеличением глубины отложений и степени катагенетической преобразованности ОВ. Для привязки значений Т т а х к шкале катагенеза
ОВ, разработанной по данным об отражательной способности витринита, была
проанализирована коллекция углей, которая отбиралась по керну скважин совмест­
но с опробованием на пиролиз. Результаты сопоставления значений К° и Т т а х по­
казаны на рисунке 2 и таблице 3. Учитывая разброс значений К° в образцах углей
разной степени восстановленности, соответствие между К° и Т т а х можно считать
удовлетворительным. По сопоставлению данных отражательной способности вит­
ринита и Т т а х составлена шкала катагенеза ОВ по Т т а х . Полученная шкала Т т а х
в целом совпала с осредненной шкалой, разработанной за рубежом на приборах
"Коск-Еуа1" для ОВ гумусового типа: типа III по Б.Тиссо и др. (Дж. Эспиталье,
1985). Это свидетельствует о том, что количество присутствующего в мезозойских
отложениях гумусового ОВ достаточно для того, чтобы формирующийся при пиро­
лизе пробы пик 82 имел Т т а х сходный с таковым для чисто гумусовой фракции
ОВ. А примесь сапропелевого ОВ в составе алеврито-глинистых отложений, не
затушёвывает влияние гумусовой части ОВ.
35
Ттах.Х
600
3.2 3.3 -
Рис. 2 Соотношение между отражательной способностью витринита
(R°,%) и Т тах,''С для угленосных отложений различных бассейнов
• Енисей-Хатангский прогиб
О Тюменская сверхглубокая скважина
+ Коллекция МТейхмюллер по разным угольным бассейнам (1983)
Д Верхний мел - бассейн Дуала (Ж.Эспиталье, 1985)
36
Таблица 3.
Соответствие границ стадий катагенеза ОВ по отражательной способности
витринита (К°,%) и Т т а х (°С) по результатам пиролиза ОВ на приборе Коск-Еуа1
(на начало градации).
Стадии катагенеза
к°, %
Т т а х , °С
Данные Французского института
ОВ
нефти по керогену III типа
мкЛд)
0.5
427
МК1\Г)
0.65
437
МК2(Ж)
0.85
447
МКз^(К)
1.15
460
МКз2(ОС)
1.55
477
АК1(Т)
2
508
АК2(ПА)
2.5
540
К°, %
Т т а х , °С
0.65
435
1.3
470
По каждой С1сважине или площади были построены графики изменения
Т т а х с глубиной с нанесением на них данных К° (рис. 3 - 36). В начале исследова­
ний графики строились только для скважин Енисей-Хатангской и северо-востока
Пур-Тазовской НТО в пределах Красноярского края до глубины 4200 м (рис. 3-5).
Графики строились в координатах: глубина - Т т а х прибора ИГиРГИ. В целом от­
мечается закономерное возрастание Т т а х с увеличением глубины. Как правило,
значения Т т а х ложатся довольно кучно, но во многих скважинах проанализирова­
на небольшая выборка проб и исследованиями охвачен очень небольшой интервал
глубин. На низких стадиях катагенеза ОВ (ПК(Б) - МК1'(Д)) часто наблюдается
значительный
разброс значений Т т а х , но в наиболее статистически представи­
тельных выборках по скважинам разных районов осредняющие кривые имеют
примерно одинаковую кривизну и угол наклона.
Графики по скважинам Южно-Носковская 318 и Новая 2, находящимся в
разных районах и опробованным в большом интервале глубин, практически совпа-
37
ли по конфигурации. Это позволило объединить их в один общий график и принять
его за эталон, используя для скважин с ограниченным числом анализов (рис.4).
При наложении этой эталонной кривой на диаграммы по всем другим груп­
пам скважин на них проводились такие же осредняющие кривые. В целом значения
Т т а х легли на них довольно кучно. Это свидетельствует о том, что в пределах точ­
ности полученных данных, в интервале глубин охваченных опробованием, геотер­
мический градиент во время формирования наблюдаемой ныне катагенетической
зональности (время максимального погружения отложений в палеогене) на всех
изученных площадях Енисей-Хатангской и Пур-Тазовской НГО был одинаковым.
Поэтому мощности зон катагенеза во всех скважинах одинаковые.
Ко времени выполнения данной работы большая часть керна старых скважин
была утеряна. Для того, чтобы наиболее обосновано оценить катагенетическую зо­
нальность в отложениях вскрытых такими скважинами, были использованы резуль­
таты
определений
показателя
преломления
витринита
КУ1, проведенные
А.И.Данюшевской, А.Г.Войцеховской, И.С.Дроздовой в образцах из старых сква­
жин
(1968, 1973, 1974, 1977).
Сарбеевой
(1968),
Значения
МУ1
были переведены в
К°
по данным Л . И .
затем - в соответствующие значения Т т а х и по ним тоже были
построены диаграммы и нанесена осредняющая эталонная кривая (рис. 5).
На территории Енисей-Хатангского прогиба и Большехетской структурной
террасы катагенетическая преобразованность ОВ определена до глубины
Западно-Носковской впадине
4200
мв
и достигает начала коксовой стадии. Поэтому для
рассмотрения поведения параметра Т т а х на более глубоких горизонтах и опреде­
ления катагенеза ОВ были привлечены данные по скв. Тюменской СГ-6 и скважи­
нам Уренгойской площади, которые были предоставлены А.Э.Конторовичем и
А.Н.Фоминым в количестве 117 проб по СГ-6, 7 5 проб - по скважинам Уренгой­
ского вала. Было проанализировано 2 9 проб по Тюменской сверхглубокой скважи­
не методом пиролиза.
Результаты измерения отражательной способности витринита по СГ-6 и
Уренгойским скважинам были переведены в Т т а х по графику соответствия К° и
38
4000 -I-
Б
Рис. 3 Графики изменения Ттах и Р° с глубиной в скважинах:
А-Южно-Носковская 318 (ЮНск318), Б - Новая 2 (Нв2), В - эталонная
осредняющая по ЮНск318 и Нв 2
39
Рис. 4 Графики изменения Ттах и В° с глубиной для скважин
Енисей-Хатангского регионального прогиба
40
Рис. 5 Графики изменения показателя преломления витринита,
переведенного в Ттах, с глубиной в скважинах по результатам
А.Г.Войцеховской, И.С.Дроздовой
41
РОССИЙСКАЯ
уОСУДДРСТВЕННАЯ
Ттах. Затем по Тюменской сверхглубокой и Уренгойским скважинам были по­
строены графики изменения Т т а х с глубиной (рис. 6-9).
По Тюменской сверхглубокой скважине также привлекались опубликован­
ные данные Н.В.Лопатина, Т.П.Емец и др. (1996). Отмечается большой разброс
значений, особенно на высоких стадиях катагенеза, что возможно, связано с неод­
нородностью и увеличением анизатропии витринита. Однако тенденцию нараста­
ния катагенеза ОБ возможно наметить. По данным И.П.Варламова и др. (1970) , в
районе Колтогорско-Уренгойского грабена не было воздымания и размыва отложе­
ний в неотектонический этап. Поэтому современные глубины залегания границ
стадий катагенеза ОВ по СГ 6 были приняты максимальными. На графике (рис. 6)
показаны значения Т max по СГ6 и наиболее представительным скважинам ЕнисейХатангского регионального прогиба. При этом значения по Массоновской 363
скважине практически продолжили данные СГ6 по верхней части разреза и пере­
крылись на глубинах 3700-4400. Данные по Новой площади и Южно-Носковской
318 скважине были приведены к Массоновской 363 и СГ6 согласно разнице в глу­
бинах стадий катагенеза, определенных ранее (в Массоновской 363 граница ПК(Б)МК]\Д) на глубине 2800 м, а в Южно-Носковской 318 и Новой 2 -
на глубинах
2130 м и 1530 м соответственно).
Полученная картина по СГ6 и скважинам Енисей-Хатангского регионального
прогиба позволила определить единую глубинную зональность катагенеза для всей
изучаемой территории, определить максимальные глубины погружения отложений
для достижения полученной катагенетической преобразованности ОВ и определить
мощности зон катагенеза ОВ, одинаковые для всей территории. Нанесение полу­
ченной эталонной кривой на графики по отдельным скважинам позволило опреде­
лить глубинную катагенетическую зональность органического вещества по отдель­
ным скважинам изучаемого района (рис. 9-36)
Это говорит о том, что катагенетическая преобразованность ОВ в юрскомеловых отложениях на разных структурах изучаемой территории подчиняется
единой закономерности (в пределах точности аналитических данных), следователь­
но, геотермический градиент на территории исследования во время наибольшего
42
400
1500
420
-+•
440
460
480
Ттах,»С
500
-1—I—гН—I—I " I ' !•• 1 1 1
520
I I
I I
540
I
560
I 1 1 1 I
I
580
I
600
I 1 < I I
ПК(Б)
2500 - •
/А'
3500--
МК/(0
МКг(Ж)
4500-'
МКзЧК
МКз^(ОС)
5500-'
АК^СТ)
АК2(ПА)
^ОО"
7500
Рис. 6. Изменение Тшах с глубиной по скважинам ЕнисейХатангского регионального прогиба и Тюменской сверхглубокой
скважины (СГ 6)
жданные по СГ6 Н.В. Лопатина (1996 г.)
•Данные А.Н.Фомина (В°) по СГ6
• Данные по скважине Массоновской 363
А Данные по скважине Южно-Носковской 318 (приведены к максимальной глубине
поф^ения)
А Данные по скважине Новой 2 (приведены к максимальной глубине пофужения)
• Результаты пиролиза по СГ 6 на приборе Rock-Eval
43
Прогрева отложений (т.е. во время формирования наблюдаемой ныне катагенетической зональности ОВ) был одинаковым. В разных тектонических структурах оди­
наковое нарастание степени катагенеза ОВ наблюдается на разных глубинах, т. е.
границы зон катагенеза ОВ залегают на сегодняшний момент времени негоризон­
тально на всей территории Енисей-Хатангского прогиба и северо-восточной части
Западно-Сибирской плиты, что связано, прежде всего, с разной интенсивностью
неоген-четвертичного размыва. По имеющимся материалам, например, получилось,
что
Западно-Носковская
впадина
приподнята
относительно
Колтогорско-
Уренгойского грабена (скважина СГ6) на 670 м, а Курьинское куполовидное подня­
тие - на 1270 м.
После осреднения данных по группам скважин, используя граничные для
разных стадий катагенеза ОВ значения Тшах, была составлена таблица глубинной
зональности катагенеза ОВ по различным площадям бурения (табл. 11).
Бесспорно, применяемый комплекс методов дает разброс значений, возмож­
ны
и вероятны локальные изменения катагенетической зональности на разных
структурах, возможно увеличение теплового поля в зонах глубинных разломов, но
данном этапе исследований на основе имеющегося фактического материала пред­
ставляется возможным принять полученную картину осредненной катагенетиче­
ской преобразованности ОВ.
По скважинам Уренгойской площади линия нарастания катагенеза ОВ не­
сколько другая, чем та, что определилась по СГ6 и Енисей-Хатангскому прогибу
(рис. 7,8) Тепловой поток в районе Уренгойского вала в период формирования ка­
тагенетической зональности ОВ был несколько больше, чем в КолтогорскоУренгойском грабене. По данным В.С.Суркова, (1986) такая смена палеотемпературных условий объясняется изменениями в строении фундамента. Поэтому зо­
нальность катагенеза ОВ на Уренгойской площади немного более сжатая, мощно­
сти зон катагенеза несколько ОВ меньше, чем в СГ-6 и Енисей-Хатангском регио­
нальном прогибе (табл. 4). Мощности градации катагенеза МК2(Ж) на Уренгойской
площади и Тюменской сверхглубокой скважине равны, а на стадиях МК1^(Г) и
44
Ттах.Х
400
1500 I I
I
420
440
I
I
I
1 1 Г 1
111
460
I I I
480
I
и !
I
500
I
I
I
111
520
I
1I
I
540
I I I
560
I
• I
I
580
I
I
I
I
600
гг
6500 - •
7500 J
1
Рис. 7. Зависимость изменения Т т а х от глубины отбора проб для скважин
Уренгойской площади
• Ур7
"-Ур194фУр200 аУр212
АУр254ХУр259ЖУр2б4*Ур265 + Ур2б6 -Ур276-Ур282*Ур336вУр358 АУр400
ХУр406ЖУр410ОУр411 +Ур414 - У р 5 0 4 - У р 5 1 3 * Ур563ИУр5в6 АУрбТЗ
45
МКз (К) отличаются на 20-50 м. На низких и высоких стадиях катагенеза мощности
зон отличаются значительнее.
Таблица 4
Мощности стадий катагенеза органического вещества по данным пиролиза
ОВ и отражательной способности витринита в Колтогорско-Уренгойском грабене и
Уренгойском валу
Стадии катагенеза
R°, %
Tmax, °С
OB
Мощности
Мощности ста­
стадий катаге­
дий катагенеза
неза OB по
OB по скважи­
СГ6,м
нам Уренгой­
ского вала, м
мкЛД)
0.5
421
820
700
MKi^T)
0.65
437
570
550
МКгСЖ)
0.85
447
460
460
МКз'(К)
1.15
460
420
370
МКз^ОС)
1.55
477
480
390
AKi(T)
2
508
370
255
На основе полученных данных построены геологические разрезы и палеопрофиля, определены мощности преднеогенового размыва отложений на разных
площадях, определены зоны генерации углеводородов.
По некоторым площадям явно недостаточны выборки значений Т т а х и К°
для того, чтобы исключить возможность случайного незакономерного разброса
данных, который наблюдается иногда и в тех скважинах, где основная часть значе­
ний Т т а х кучно укладывается вблизи осредняющей кривой. В таких случаях (Ванкорская. Лодочная, Тагульская, Волочанская площади) осредняющая кривая и глу­
бинная зональность катагенеза ОВ определялись по геологической ситуации в про­
цессе построения разрезов, опираясь на имеющиеся замеры значений Т т а х и К°.
46
7500
Рис. 8. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для скважин ЕнисейХатангского регионального прогиба, Уренгойской площади, Тюменской сверхглубокой
• Ур7
• Ур200
А Ур 254
ЖУр264
+ Ур266
- У р 282
• Ур358
ХУр 406
ОУр411
-Ур504
Ур563
• Ур 673
• Данные А.Н.Фомина по скв. СГ-6
+ Новая 2
Л Новая 2
- У р 194
; Ур212
X Ур 259
• Ур265
-Ур 276
• Ур 336
АУр 400
ЖУр410
+ Ур 414
-Ур513
• Ур 566
Ж Тюменская сверхглубокая скважина
• Мен 363
ДЮ-НСК318
47
7500
Рис. 9. Зависимость изменения Т т а х от глубины отбора проб для
Тюменской сверхглубокой скважины (СГ6)
48
Ттах, С
400
1500
420
440
460
480
500
520
540
560
580
600
2500 • •
3500 • •
4500 - •
5500 - 1
6500 - •
7500
Рис. 10. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважины Массоновской 363 (Мен 363)
49
6000 - •
7000
Рис. 11. Зависимость изменения Тшах от глубины отбора проб для
скважины Южно-Носковской 318 (ЮНск318)
50
Ттах,°С
600
6000 -
7000
Рис. 12. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважин Новой площади
о Новая 1
X Новая 2
51
600
5500 -
6500
7500
Рис. 13. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважин 1 и 2 Горчинской площади
52
7500
Рис. 14. Зависимость изменения Т т а х от глубины отбора проб для
скважин Дерябинской площади
53
600
1500
2500
3500
4500
5500
6500 -
7500
Рис. 15. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
Яровской 2 скважины
54
55
6500
7500
Рис. 17. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважины 2 Верхне-Кубинской площади
56
7000
Рис. 18. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважин Ушаковской площади
57
7000
Рис. 19. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважин Турковской площади
58
6500 -
7500
Рис. 20. Зависимость изменения Т т а х от глубины отбора проб для
скважин Сузунской и Токачинской площадей
59
60
Ттах, °С
400
1000 н
420
440
^—,—Г+-,
460
1
480
н
500
520
1—I—1
540
560
580
600
1
1
1
1
6000 - •
7000
Рис. 22. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважин 4 и 15 Пеляткинской площади
61
600
6500 +
7500
Рис. 23. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважин Пайяхской площади
62
6500 • •
7500
Рис. 24. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважин 4,8,10 Озерной площади
63
5500 +
6500
Рис. 25. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважин 1 и 2 Волочанской площади
64
Рис. 26. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
Логатской 361 скважины
65
Рис. 27. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважин Средне-Яровской и Аномальной площади
66
7500
Рис. 28. Зависимость изменения Т max от глубины отбора проб для
скважин 1 и 2 Береговой площади
X Береговая 1
Д Береговая 2
67
6500
7500 J
Рис. 29. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважины 11 Лодочной площади
68
Рис. 30. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
Суходудинской 1-3 скважин (данные А.Г.Войцеховской, И.СДроздовой по
показателю преломления витринита, 1974)
69
600
6000 - •
7000
Рис. 31. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
Майской 1 скважины (данные А.Г.Войцеховской, И.СДроздовой по
показателю преломления витринита)
70
6500
Рис. 32. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважины Мессояхской 1 (поданным Г.Н.Карцевой и др., 1982)
71
Рис. 33. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважин 1,2 Нижне-Хетской площади (данные А.П.Афанасенкова, 1984, по
показателю преломления витринита)
72
Рис. 34. Зависимость изменения Т т а х от глубины отбора проб для
скважин Балахнинской площади (по данным Богородской, Соболевой,
1983, Афанасенкова, 1984)
73
6000 - •
7000
Рис. 35. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважин Джангодской 2 и Рассохинской 1 (по данным измерения
показателя преломления витринита, А.П. Афанасенков, А.Г.Войцеховская,
И.СДроздова)
74
Рис. 36. Зависимость изменения Ттах от глубины отбора проб для
скважин Долганской площади (данные А.Г.Войцеховской, Д.С.Дроздовой
по показателю преломления витринита, 1974)
Таблица 5
РЕЗУЛЬТАТЫ ПИРОЛИЗА ОВ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОГО ПРОГИБА
И СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ
1
1
л
1
1
(Я
о
аз
ё
1
2
4
3
1
- _
8
со
5
е
н
6
^„
(-.'
II +_
&
О
1
к
00
7
8
9
алевролит глинистый
459
0.2147
0.4819
10
11
12
13
1Анм
51
2 Анм
51 2940+13,6
К18Ь
алевролит глинистый
435
0.13
1.09
0.11 0.875
100 ИГиРГИ
3 Анм
51 3132+6,3
К,зЬ
алевролит глинистый
437
0.13
1.2
0.1 0.696
126 ИГиРГИ
4 Анм
51 3212+7,3
К1511
алевролит глинистый
439
0.16
1.19
0.12
1.067
95 ИГиРГИ
5 Анм
51 3290+6,3
К.зЬ
алевролит глинистый
442
0.17
0.92
0.16 0.645
101 ИГиРГИ
6 Анм
51 3415-0,1
К,зЬ
алевролит глинистый
437
1.46
4.19
0.26
1.707
240 ИГиРГИ
51 3549+3,6
J2-K,gl
алевролит глинистый
444
0.15
0.59
0.2 0.606
67 ИГиРГИ
3032.6
К18Ь
алевролит глинистый
432
0.0627
0.0753
0.45
1.29
58.35 ИГНГ
3094.3
К1811
алевролит глинистый
436
0.0243
0.1418
0.15
1.89
75.04 ИГНГ
1 2560+8,2
К18Ь
алевролит глинистый
433
0.04
0.56
0.07 0.709
58 ИГиРГИ
И Брг
1 2628+8,4
К,8Ь
алевролит глинистый
433
0.06
0.94
0.06 0.722
96 ИГиРГИ
12 Брг
2 2743+3,4
К1811
алевролит глинистый
433
0.09
1.52
0.06
1.323
105 ИГиРГИ
13 Брг
2 2810+3,3
К1811
алевролит глинистый
438
0.07
0.77
0.08
1.144
59 ИГиРГИ
14 Брг
2 2895+9,5
К,8Ь
алевролит глинистый
432
0.23
1.67
0.12 1.272
119 ИГиРГИ
15 Брг
2 2972+5,3
К1811
алевролит глинистый
432
0.5
5.35
0.09 2.565
221 ИГиРГИ
16Брг
2 3135+2,7
К,8Ь
алевролит глинистый
438
0.21
1.18
0.15
1.31
17 Вдн
1
2721.2
К18(1
алевролит глинистый
428
0.0704
1.5099
0.04
11.45
131.86 ИГНГ
18 Вдн
1
2731.2
К18а
алевролит глинистый
433
0.066
1.74
0.37
11.56
150.52 ИГНГ
7 Анм
8 Брг
9 Брг
10 Брг
1
1
3803.5
Порода
0.31
4.99
96.6 ИГНГ
82 ИГиРГИ
I
2
4
3
5
19 Вдн
1 2590+5,4
К1тс11
20 Вдн
1 2720+10
21 Вдн
1 3005+3.6
22 Вдн
1 3005+6,8
23 Вдн
6
7
8
продолжение таблицы 5
10
11
12
9
13
416
0.36
13.8
0.03
4.818
330 ИГиРГИ
К18С1
алевролит углистый
алевролит серый
437
0.02
0.22
0.08
0.4
55 ИГиРГИ
К, за
алевролит слюдистый
436
0.03
0.26
0.11
0.34
76 ИГиРГИ
К,зё
песчаниик
417
0.6
16.42
0.04
4.523
416 ИГиРГИ
1 3150+1,9
К,зс1
432
0.02
0.48
0.04
0.427
64 ИГиРГИ
24 Вдн
1 3165+7.1
К,зё
алевролит
алевролит темно-серый
439
0.05
0.4
0.11
0.57
70 ИГиРГИ
25 Вдн
1 3329+5,1
К1зс1
422
1.8
24.25
0.07
6.405
448 ИГиРГИ
26 Вдн
1 3344-5.0
песчаник
песчаник с прослоями глинистослюдистого материала
437
0.06
0.15
0.3
0.26
57 ИГиРГИ
К18С1
1 3385+1,6
К1пс1г
0.05
0.75
0.06
0.53
91 ИГиРГИ
1 3385-0.9
алевролит глинистый
алевролит серый
433
К,псЬ
438
0.02
0.11
0.17
0.3
36 ИГиРГИ
1 3392-0.1
К1пс11
алевролит серый
435
0.02
0.2
0.09
0.34
58 ИГиРГИ
30 Вдн
1 3392-0.2
К1ПсЬ
алевролит серый
435
0.03
0.24
0.12
0.34
70 ИГиРГИ
31 ВК
2
12Ут
алевролит
478
0.091
0.151
0.37
3.72
32 ВК
2 3415+4.6
Jзsg
алевролит темно-серый
444
0.84
3.12
0.21
3.13
99 ИГиРГИ
27 Вдн
28 Вдн
29 Вдн
33 ВК
4192.6
алевролит темно-серый
2 3580+1.1
40.69 ИГНГ
452
0.19
0.55
0.26
0.85
64 ИГиРГИ
470
1.01
2.3
0.31
3.35
68 ИГиРГИ
34 ВК
2 4185+7.0
52Ут алевролит черный
35 ВКб
2 3370+3,5
Jзsg
алевролит
439
1.8
11.68
0.13
5.675
241 ИГиРГИ
36 ВКб
2 3430-1,9
алевропесчаник
443
0.69
2.38
0.23
1.784
132 ИГиРГИ
37 ВКб
2 3669+8,3
Jзsg
Лгш!
алевролит глинистый
447
0.73
3.5
0.17
2.846
133 ИГиРГИ
38 ВКб
2 3780+2,6
12т1
алевролит глинистый
454
0.55
1.71
0.24
1.464
ПО ИГиРГИ
39 ВКб
2 3996+5,4
J2ml
алевролит глинистый
465
0.67
1.45
0.32
1.874
77 ИГиРГИ
40 ВКб
41 ВКб
42 ВКб
2 4085+1,4
]2\п
К
К
алевролит
углистый алевролит
песчаник с растит, детритом
465
444
436
0.46
0.056
0.11
0.93
0.988
2.61
0.33
0.05
0.04
1.31
15.2
3.077
65 ИГиРГИ
65.77 ИГиРГИ
92 ИГиРГИ
357
357 1244+0,7
1356.7
продолжение таблицы 5
]
2
3
4
5
6
7
8
431
0.07
0.34
0.17
1.07
31
ИГиРГИ
429
0.28
0.51
0.36
1.09
46
ИГиРГИ
песчаник углистый
428
0.08
2.76
0.03
5.496
58
ИГиРГИ
442
0.03
0.74
0.04
1.246
к
алевролит серый
алевролит глинистый
алевролит глинистый
ИГиРГИ
36 ИГиРГИ
74 ИГиРГИ
к
песчано-глинисто-слюдистая порода
К
алевролит зеленовато-серый
К
алевролит темно-серый
43 ВКб
357 1244+1.0
44 ВКб
357 1244+1.0
45 ВКб
357 1416+9,2
46 ВКб
357 1585+3,4
47 ВКб
48 ВКб
357 1585+3.6
357 1601+3.2
49 ВКб
357 1788-0.4
50 ВКб
357 1905+1,9
к
алевролит глинистый
51 ВКб
357 2575+3,8
J2-Klgl
52 ВКб
357 2575-2590
12-К,Е1
53 ВКб
357 2763+6.5
54 ВКб
357 2773+4,4
55 ВКб
357 2918+0,4
56 ВКб
357 3010-2.3
57 ВКб
к
к
к
9
10
12
И
13
53
433
0.05
0.34
0.13
0.92
434
0.07
1.26
0.05
1.69
455
0.01
0.08
0.12
0.26
30
432
0.19
3.25
0.06
2.398
142
ИГиРГИ
ИГиРГИ
алевролит глинистый
431
0.1
1.28
0.07
0.837
120
ИГиРГИ
алевролит глинистый
434
0.08
0.68
0.11
0.7
97
ИГиРГИ
12т1
алевролит темно-серый
435
0.5
3.42
0.13
2.65
129
ИГиРГИ
}2т\
алевролит темно-серый
428
0.73
8.37
0.08
2.424
363
ИГиРГИ
алевролит темно-серый
430
0.31
2.22
0.12
1.541
137
ИГиРГИ
12т1
алевролит зеленовато-серый
434
0.54
2.51
0.18
1.53
164
ИГиРГИ
357 3214+1,1
12т1
алевролит глинистый
437
0.46
3.06
0.13
1.81
168
ИГиРГИ
58 ВКб
357 3314+10,1
12т1
алевролит глинистый
435
0.41
3.43
О.П
2.245
158
ИГиРГИ
59 ВКб
357 3324+1.5
J2ml
алевролит темно-серый глинистый
436
0.18
0.73
0.2
0.94
77
ИГиРГИ
60 ВКб
357 3416+5,2
алевролит темно-серый
439
0.27
2.22
0.11
1.528
138
ИГиРГИ
61 ВКб
357 3502+1,4
алевролит темно-серый
437
0.25
1.78
0.12
1.298
125
ИГиРГИ
62 ВКб
357 3502+6.0
431
0.45
5.54
0.08
5.28
104
ИГиРГИ
63 ВКб
357
алевролит темно-серый
алевролит слюдисто-глинистый
песчанистый
440
0.21
1.13
0.16
1.15
98
ИГиРГИ
алевролит с запахом УВ
439
0.39
1.23
0.24
1.11
64 ВКб
3502-3514
357 3579+0.3
121П
;21п
J2vm
ПО ИГиРГИ
1
2
3
4
65 ВКб
357 3590+4,0
66 ВКб
67 ВКб
357 3651-2.8
68 Влд
69 Влч
70 Влч
357 958-1.2
5
8
438
0.37
1.97
0.16
1.195
147 ИГиРГИ
алевролит зеленовато-серый
441
436
0.46
0.06
1.29
0.43
0.26
0.12
1.19
0.96
108 ИГиРГИ
44 ИГиРГИ
алевролит темно серый
432
0.02
0.23
0.08
0.44
52 ИГиРГИ
J|Zm
алевролит темно серый
433
0.04
0.75
0.05
0.99
63 ИГиРГИ
Тм
алевролит темно серый
446
0.04
0.31
0.12
0.88
35 ИГиРГИ
443
0.03
0.55
0.05
1.08
44 ИГиРГИ
442
0.04
0.43
0.09
0.658
46 ИГиРГИ
351
0.03
0.09
0.25
0.52
17 ИГиРГИ
К
22 1702+1.3
1 1469+5,7
1 1779+3.2
алевропесчаник
алевролит
9
продолжение таблицы 5
11
12
7
]2Ут
6
10
13
71 Влч
1 1864+3,7
Тг-з
алевролит темно серый
72 Влч
1 2000+0,1
Т2.3
алевролит темно серый
73 Влч
1 2102+1.5
Т2.3
алевролит темно-серый плотный
74 Влч
1 2292+3.5
Т2.3
алевролит темно-серый
438
0.04
0.4
0.09
0.96
41 ИГиРГИ
75 Влч
1 2292+6,5
Т2.3
алевролит глинистый
452
0.02
0.53
0.04
0.875
48 ИГиРГИ
76 Влч
1 2902+0,3
Ргтз
алевролит глинистый
450
0.09
1.41
0.06
1.477
90 ИГиРГИ
77 Влч
1 3094+0,5
Р2Ук
алевролит глинистый
523
0.12
0.67
0.15
1.234
48 ИГиРГИ
78 Влч
1 3150+1,8
РгУк
498
0.1
0.47
0.18
0.875
43 ИГиРГИ
79 Влч
1 3164-0.3
Р2Ук
алевролит глинистый
алевролит зеленовато-серый
452
0.03
0.01
0.75
0.17
5 ИГиРГИ
80 Влч
1 3341+0.25
РаУк
алевролит глинистый
450
0.08
0.59
0.12
0.94
62 ИГиРГИ
1 3341+2,5
РгУк
алевролит глинистый
465
0.07
0.49
0.12
0.67
52 ИГиРГИ
442
0.11
2.18
0.05
2.68
87 ИГиРГИ
81 Влч
82 Влч
2 1620+2,4
Т2-3
алевролит глинистый
83 Влч
2 1620-1624
Т2.3
алевролит темно-серый
442
0.04
0.43
0.09
1.22
35 ИГиРГИ
Т2.3
алевролит темно-серый
445
0.03
0.81
0.04
1.131
62 ИГиРГИ
2 2146+3,4
Т2.3
алевролит темно-серый
458
0.04
0.86
0.04
1.31
60 ИГиРГИ
2 3105-2.5
РгУк
алевролит темно-серый
541
0.05
0.13
0.28
0.92
14 ИГиРГИ
алевролит темно-серый глинистослюдистый
434
0.16
0.72
0.18
0.78
92 ИГиРГИ
84 Влч
85 Влч
86 Влч
87 Внк
2 1748+1,5
4 2744+6.3
К.псН
1
2
88 Внк
89 Внк
90 Внк
3
4
4 2744+6.6
4 2744+6.8
4 2773+2
5
6
7
8
9
10
продолжение таблицы 5
12
13
11
К1ПсН
алевролит зеленовато-серый
435
0.12
0.93
0.12
0.9
103 ИГиРГИ
К1пс11
алевролит темно-серый глинистослюдистый
432
0.1
0.63
0.14
0.71
88 ИГиРГИ
К1пс11
алевролит серый
436
0.06
0.39
0.14
0.68
57 ИГиРГИ
К,псЬ
алевролит песчанистый с прослоями
углистого материала
434
0.13
1.26
0.09
1.36
92 ИГиРГИ
161 ИГиРГИ
91 Внк
4 2782.2+5.6
92 Внк
4 2985+12,9
К1пс11
алевролит
428
0.14
2.04
0.06
1.093
93 Внк
5
1732.1
Кдак
углистый алевролит
422
0.0193
0.2379
0.08
5.24
45.39 ИГНГ
94 Внк
5
1742.1
К^ак
углистый алевролит
428
0.023
0.33
0.07
5.23
63.1 ИГНГ
95 Внк
5
2792.7
К1пс11
алевролит
432
0.0045
0.047
0.08
0.87
54.02 ИГНГ
96 Внк
5 1660+0,7
К^ак
песчаник с растит, детритом
412
5.85
6.03
0.49
3.499
192 ИГиРГИ
97 Внк
5 2675+4,5
алевролит
422
1.28
21.46
0.06
6.686
381 ИГиРГИ
98 Внк
5 2824+1.2
К1пс11
алевролит песчанистый
434
0.11
0.46
0.2
0.64
71 ИГиРГИ
99 Внк
5 2824+1.5
К1пс11
алевропесчаная порода
434
0.14
0.54
0.21
0.66
81 ИГиРГИ
100 Вст
1 1802+4.2
Р1пк
алевролит темно-серый
442
0.12
1.22
0.09
1.63
74 ИГиРГИ
101 Глч
102 Глч
1 1426-3.0
1 1701+2,6
К1з11
алевролит глинистый
Т
433
533
0.02
0
0.13
0.21
0.14
0
0.43
0.197
30 ИГиРГИ
37 ИГиРГИ
103 Грч
1
алевролит глинистый
алевролит глинистый
451
0.2777
1.7198
0.14
13.88
104 Грч
1 2292+2,7
К13(1
алевролит глинистый
435
0.04
0.84
0.05
0.53
102 ИГиРГИ
105 Грч
1 2470+1,0
К1ПсЬ
алевролит глинистый
444
0.8
6.81
0.11
2.923
253 ИГиРГИ
106 Грч
1 2475+1,5
К1пс11
алевролит глинистый
437
0.07
0.62
0.1
0.389
87 ИГиРГИ
107 Грч
1 2559+0.6
1з-Куап
алевролит глинистый
429
0.37
5.86
0.06
1.67
350 ИГиРГИ
108 Грч
1 2871+7,3
1з-К^ап
алевролит глинистый
430
0.32
2.52
0.11
1.234
183 ИГиРГИ
109 Грч
1 2871-2885
Лз-К^ап
алевролит глинистый
438
0.28
2.84
0.09
1.72
165 ИГиРГИ
К1пс11
3475.6
123.9 ИГНГ
1
2
4
3
5
6
7
8
продолжение таблицы 5
10
12
11
9
13
1 2991+10,6
h-зtc
алевролит глинистый
436
0.34
1.32
0.2
1.054
107 ИГиРГИ
1 3006+8.0
J2-зtC
алевролит глинистый
439
0.34
1.98
0.15
1.33
148 ИГиРГИ
112 Грч
1 3360+6,0
Д2т1
алевролит глинистый
442
0.46
2.28
0.17
1.605
137 ИГиРГИ
113 Грч
1 3471+0,8
алевролит глинистый
445
0.89
6.98
0.11
3.051
250 ИГиРГИ
114 Грч
2 2395+0,5
К1пс11
алевролит глинистый
438
0.05
0.78
0.06
0.517
96 ИГиРГИ
115 Грч
2 2990+7,5
]з-Киап
алевролит глинистый
435
1.77
15.72
0.1
3.538
495 ИГиРГИ
116 Грч
2 3015-0.7
1з-Коап
алевролит глинистый
439
1.06
9.3
0.1
2.81
330 ИГиРГИ
117 Дер
3 2785+7.9
К1811
алевролит серый
435
0.05
0.37
0.12
0.65
56 ИГиРГИ
2734.5
К1511
алевролит глинистый
438
0.0047
0.049
0.09
1.04
47.23 ИГНГ
2940.3
К1811
алевролит глинистый
441
0.0144
0.1244
0.1
1.25
102.24 ИГНГ
алевролит темно-серый глинистый
431
0.06
0.42
0.12
0.74
56 ИГиРГИ
алевролит темно-серый глинистый
436
0.1
1.21
0.08
1.05
115 ИГиРГИ
алевролит
443
0.021
0.1916
0.1
1.29
148.6 ИГНГ
К,811
углистый алевролит
456
0.0476
0.1912
0.2
2.09
91.48 ИГНГ
алевролит темно-серый глинистый
437
0.62
2.88
0.18
2.18
132 ИГиРГИ
110 Грч
111 Грч
118 Дер
119 Дер
6
6
120 Дер
6 2700-0.1
К,811
121 Дер
6 2745+7.8
К18Ь
122 Дер
7
2361.1
123 Дер
9
3352.1
К1811
124 Дер
9 3338+3.0
12т1
125 Дрб
2 2661+0,6
К,8Ь
алевролит глинитый
431
0.03
0.6
0.05
0.914
53 ИГиРГИ
126 Дрб
3 2472+0,5
К18Ь
алевролит глинитый
428
0.02
0.58
0.03
0.773
57 ИГиРГИ
4 2652+1,3
К,8Ь
алевролит глинитый
430
0.03
0.56
0.05
0.824
53 ИГиРГИ
5 2570+0,6
К,8Ь
алевролит глинитый
433
0.04
0.74
0.05
0.888
67 ИГиРГИ
129 Дрб
5 2708+12,1
К1811
алевролит глинитый
432
0.09
0.9
0.09
1.016
75 ИГиРГИ
130 Дрб
5 3036+0,6
К1811
алевролит глинитый
434
0.45
4.5
0.09
1.758
252 ИГиРГИ
131 Дрб
9 3169+1,0
J2-Klgl
алевролит глинитый
437
0.22
2.17
0.09
1.195
161 ИГиРГИ
132 Дрб
14 2608+6,2
алевролит глинитый
427
0.05
0.61
0.08
0.709
63 ИГиРГИ
127 Дрб
128 Дрб
К1811
продолжение таблицы 5
1
133
134
135
2
3
4
5
6
7
8
9
10
И
12
13
Дрб
14 2672+6,9
К1311
алевролит глинитый
431
0.05
0.53
0.09
0.837
50
ИГиРГИ
Дрб
14 2739+1,0
К,811
алевролит глинитый
431
0.02
0.41
0.05
0.645
45
ИГиРГИ
Дрб
14 2784+0,8
К1811
алевролит глинитый
432
0.05
0.74
0.06
0.773
73
ИГиРГИ
15
К,8Ь
алевролит глинитый
433
0.1
0.94
0.1
0.978
80
ИГиРГИ
359 2404+4,1
12-К,£1
алевролит глинитый
429
0.06
1.31
0.04
0.658
142
ИГиРГИ
136
Дрб
137
ЗКб
2848
138
ЗКб
359 2557+0,1
J2-K,gl
алевролит глинитый
428
0.11
1.62
0.06
1.221
119
ИГиРГИ
139
ЗКб
359 2784+2,1
12-К,Е1
алевролит глинитый
432
0.24
1.96
0.11
1.566
120
ИГиРГИ
ЗКб
359 2890+8,3
J2-K,gl
алевролит глинитый
432
0.21
3.65
0.05
1.784
202
ИГиРГИ
141 ЗКб
359 3030+4,5
алевролит глинитый
431
0.37
3.98
0.09
1.976
204
ИГиРГИ
алевролит глинитый
433
0.27
3.28
0.08
1.861
176
ИГиРГИ
140
142
ЗКб
359 3155+4,9
143
ЗКб
359 3602+5,3
ш\
алевролит глинитый
436
0.22
1.21
0.15
1.054
98
ИГиРГИ
алевролит глинитый
428
0.36
5.51
0.06
2.821
211
ИГиРГИ
96
ИГиРГИ
144
Кбл
1 1994+4,7
J2-K,gl
145
Кбл
1 2113+2,2
J2-K,gl
алевролит глинитый
430
0.42
2.31
0.15
2.539
146
Кбл
1 2850+3,4
Дат)
алевролит глинитый
435
0.48
2.15
0.18
1.963
ПО ИГиРГИ
147
Кбл
1 3166+5,0
12Ут
алевролит глинитый
436
0.42
3.28
0.11
1.733
186
ИГиРГИ
148
Кбл
1 3208+3,6
}2Ут
алевролит глинитый
435
0.24
1.73
0.12
1.234
126
ИГиРГИ
1 3359+0,9
11Ь1
алевролит глинитый
435
0.28
1.49
0.16
0.824
141 ИГиРГИ
алевролит глинитый
433
0.15
0.32
0.33
0.837
149
Кбл
150
Кбл
1 3488+5,3
Д1Ь1
151
Кбл
1 3586+1,1
1,Ь1
алевролит глинитый
437
0.17
1.28
0.12
152
Кз
4 2371+1,3
К,8С1
алевролит глинистый
442
0.03
0.56
0.05
153
Кз
4 2510+5,0
К18а
алевролит глинистый
434
0.05
0.94
154
Кз
5 2259+4,4
алевролит глинистый
437
0.03
алевролит глинистый
438
алевролит глинистый
438
155
Кз
6 2420+1,5
156
Кз
6 2420+1.5
К,8(1
К18а
30
ИГиРГИ
0.824
85
ИГиРГИ
0.811
53
ИГиРГИ
0.05
0.862
87
ИГиРГИ
1.08
0.03
1.221
79
ИГиРГИ
0.04
0.76
0.05
0.824
72
ИГиРГИ
0.04
0.45
0.08
0.78
57
ИГиРГИ
1
2
4
3
5
6
7
8
продолжение таблиць! 5
10
И
12
9
13
6 2790+0,8
К1ПсЬ
алевролит глинистый
462
0.04
0.42
0.09
0.453
55 ИГиРГИ
158 Лгт
361 2030+10,8
J2-Klgl
аргиллит
428
0.11
3.87
0.03
1.72
221 ИГиРГИ
159 Лгт
361 2317+5,8
431
0.03
0.45
0.06
0.645
49 ИГиРГИ
160 Лгт
361 2350-2.1
J2-Klgl
алевролит глинитсый
алевролит темно-серый
442
0.03
0.06
0.37
0.32
18 ИГиРГИ
161 Лгт
361 2556+7,6
J2-K,gl
430
0.06
0.98
0.06
0.978
83 ИГиРГИ
162 Лгт
361 2860+1.2
J2
алевролит
аргиллит серый
435
0.11
0.69
0.14
0.92
75 ИГиРГИ
163 Лгт
361 2899+2,6
12
436
0.19
1.51
0.11
1.221
111 ИГиРГИ
164 Лгт
361 2925+0.4
J2
алевролит глинистый
аргиллит серый
436
0.1
0.57
0.15
1.27
44 ИГиРГИ
165 Лгт
361 3107+3,7
алевролит глинистый
431
0.28
3.2
0.08
1.093
253 ИГиРГИ
166 Лгт
361 3107+4.0
алевролит глинистый
434
0.17
2.02
0.08
0.78
258 ИГиРГИ
167 Лгт
361 3142+1.5
алевролит глинистый
437
0.16
1.59
0.09
1.01
157 ИГиРГИ
168 Лгт
169 Лгт
170 Лгт
171 Лгт
361 3196+8,2
J2
361 3211-4.0
т
т
т
алевролит
алевролит
алевролит
алевролит
442
438
439
468
0.03
0.06
0.06
0.1
0.46
0.39
0.17
0.29
0.06
0.14
0.27
0.26
0.619
0.63
0.54
1.03
51 ИГиРГИ
61 ИГиРГИ
31 ИГиРГИ
28 ИГиРГИ
алевролит
алевролит темно-серый глинистый до
черного
алевролит темно-серый глинистый до
черного
422
0.85
13.91
0.06
7.787
214 ИГиРГИ
426
0.5
7.14
0.07
8.84
80 ИГиРГИ
430
0.49
6.5
0.07
9.77
66 ИГиРГИ
Куак
алевролит
430
0.6
5.45
0.1
4.293
144 ИГиРГИ
Куак
алевролит темно-серый глинистый
476
0.33
0.39
0.46
0.88
44 ИГиРГИ
К1пс11
углисто-глинистая порода
435
0.2
1.07
0.16
1.21
88 ИГиРГИ
436
0.09
0.36
0.2
0.69
52 ИГиРГИ
157 Кз
361 3221-3.1
361 3331-1.2
172 Лд
11 1758+3,8
173 Лд
11 1772-2.0
174 Лд
11 1772-2.0
175 Лд
11 1900+0,4
176 Лд
11 1915-0.2
177 Лд
11 2870+2.5
178 Лд
11 2885+3.6
J2
куак
К^ак
Куак
К1пс11
глинистый
глинистый
серый
плотный
алевролит с углисто-глинистым
веществом
1
2
4
3
5
6
7
8
9
10
11 2900+4.6
К1пс11
алевролит светло-серый песчанистый
433
0.19
11 2915+8,9
К1пс11
алевролит глинистый
434
0.25
3.4
4189
J2-K,gl
алевролит глинистый
451
0.2114
4209
J2-K,gl
алевролит глинистый
455
363 1670+3,2
К1тс11
алевролит глинистый
363 2618+4,2
К]ПсЬ
363 2950+3,8
К1ПсЬ
186 Мен
363 3251+5,6
К1пс11
187 Мен
363 3328+0,2
К1пс11
алевролит глинистый
429
0.09
188 Мен
363 3505+11,1
К1ПсЬ
алевролит глинистый
434
0.1
189 Мен
363 3591+0,4
К1пс11
442
190 Мен
363 3591+1.0
К1пс11
алевролит глинистый
алевролит темно-серый
363 3696+0,6
К1пс11
алевролит темно-серый
192 Мен
363 4094+5,3
J2-Klgl
алевролит темно-серый
193 Мен
363 4341+5,8
J2-K,gl
194 Мен
363 4341-4350
J2-K,gl
179 Лд
180 Лд
181 Мен
182 Мен
183 Мен
184 Мен
185 Мен
191 Мен
363
363
1.53 • 0.11
^одолжение таблицы 5
И
12
13
1.3
117 ИГиРГИ
0.07
1.643
201 ИГиРГИ
0.525
0.29
7.28
72.12 ИГНГ
0.3045
0.777
0.28
7.27
106.88 ИГНГ
421
0.2
5.65
0.03
6.942
96 ИГиРГИ
адевролит глинистый
428
0.09
0.82
0.1
0.773
81 ИГиРГИ
алевролит глинистый
433
0.09
0.87
0.09
0.888
79 ИГиРГИ
алевролит глинистый
431
0.07
0.74
0.09
0.798
71 ИГиРГИ
0.96
0.09
0.824
91 ИГиРГИ
0.7
0.12
0.722
72 ИГиРГИ
0.04
0.3
0.12
0.414
41 ИГиРГИ
433
0.19
0.19
0.5
0.61
31 ИГиРГИ
434
0.06
0.54
0.1
0.542
65 ИГиРГИ
439
0.94
2.64
0.26
1.669
154 ИГиРГИ
алевролит темно-серый
449
0.26
0.73
0.27
0.862
67 ИГиРГИ
алевролит темно-серый
451
0.15
0.41
0.27
0.73
56 ИГиРГИ
алевролит темно-серый
445
0.15
0.86
0.15
1.03
83 ИГиРГИ
алевролит темно-серый
446
0.26
0.88
0.23
1.2
73 ИГиРГИ
алевролит темно-серый глинистый
468
0.29
0.61
0.32
1.24
49 ИГиРГИ
195 Нв
1 2664.6-1.4
196 Нв
1 2879+0.4
}1-2\й
197 Нв
1 3449+2.8
;1Ь1
2 1442+1,2
J2-Klgl
алевролит темно-серый
429
0.33
3.02
0.1
1.963
155 ИГиРГИ
199 Нв
2 1816+1,0
J2-K,gl
алевролит темно-серый
433
0.21
1.69
0.11
1.17
128 ИГиРГИ
200 Нв
2 1928+2,4
J2-K,gl
430
0.53
4.9
0.1
2.552
204 ИГиРГИ
201 Нв
2 2016+2.1
алевролит темно-серый
алевролит серый
436
0.23
1.39
0.14
1.37
101 ИГиРГИ
202 Нв
2 2102+4,0
алевролит глинистый серый
437
0.43
3.83
0.1
1.81
210 ИГиРГИ
198 Нв
12т1
1
2
3
4
5
6
7
8
продолжение таблицы 5
10
12
11
9
13
2 2102-2107
Тгш!
алевролит плотный
436
0.21
1.33
0.14
1.42
93 ИГиРГИ
2 2280+0.05
121п
алевролит буровато-серый
439
0.2
1.18
0.14
1.41
83 ИГиРГИ
2 2292+4,4
12Ут
алевролит глинистый
438
0.16
1.35
0.11
1.08
108 ИГиРГИ
2 2453+3,8
12Ут
алевролит глинистый
435
1.06
14.44
0.07
4.498
368 ИГиРГИ
2 2747-0.4
11Ь1
алевролит глинистый
439
0.04
0.16
0.2
0.43
37 ИГиРГИ
2 2921+0,2
11Ь1
алевролит глинистый
439
0.53
1.33
0.28
0.926
117 ИГиРГИ
2 2921+1.9
11Ь1
алевролит глинистый
444
0.25
0.87
0.22
0.66
131 ИГиРГИ
2 3027+1,0
11Ь1
алевролит глинистый
446
0.54
1.72
0.24
1.144
132 ИГиРГИ
2 3027+1.0
Д,Ь1
алевролит глинистый
449
0.37
1.25
0.23
1.02
122 ИГиРГИ
2 3200+1,5
11Ь1
алевролит глинистый
452
0.61
1.82
0.25
1.285
129 ИГиРГИ
2 3315+1,9
],Ь1
алевролит глинистый
467
0.2
0.6
0.25
0.747
60 ИГиРГИ
214 Нв
2 3418+11,3
1,Ь1
алевролит глинистый
471
0.22
0.6
0.27
0.862
55 ИГиРГИ
215 Нв
2 3431-0.8
;,Ь1
алевролит темно-серый глинистый
465
0.21
0.35
0.37
0.84
41 ИГиРГИ
216 Ни
310 2082-2094
К1тсЬ
алевролит
434
0.13
0.52
0.2
0.64
81 ИГиРГИ
217 Ни
310 2169-0.7
К|тс11
алевролит светло-серый песчанистый
0.01
0
0.63
0 ИГиРГИ
218 Ни
310 2204+2.2
203 Нв
204 Нв
205 Нв
206 Нв
207 Нв
208 Нв
209 Нв
210 Нв
211 Нв
212 Нв
213 Нв
219 Ни
310 2204+3.5
220 Ни
310 2400+6.5
221 Ни
310 2600+13.0
222 Нн
310 2875+1.6
223 Ни
310 3100-3113
К,8С1
алевролит темно-серый глинистослюдистый
435
0.12
2.18
0.05
1.66
131 ИГиРГИ
К18С1
алевролит темно-серый глинистослюдистый
430
0.5
7.33
0.06
3.51
208 ИГиРГИ
к,8а
алевролит
431
0.25
4.73
0.05
3.15
150 ИГиРГИ
К1пс11
алевролит темно-серый слюдистый
432
0.03
0.25
0.11
0.51
49 ИГиРГИ
К1пс11
алевролит темно-серый глинистый
434
0.14
0.64
0.18
0.69
92 ИГиРГИ
К1пс11
алевролит с прослоями песчаника
443
0.04
0.64
0.18
0.69
92 ИГиРГИ
1
2
4
3
224 Нн
310 3113-2.3
225 Нн
310 3193+3.0
226 Нн
5
6
К1пс11
алевролит темно-серый глинистослюдистый
К1пс11
алевролит темно-серый глинистый
310 3417-3430
7
продолжение таблицы 5
12
10
И
9
8
13
442
0.18
0.77
0.19
0.75
102 ИГиРГИ
442
0.29
1.03
0.22
0.92
111 ИГиРГИ
алевролит
447
0.23
0.78
0.23
0.84
92 ИГиРГИ
алевролит буровато-серый
452
0.49
1.85
0.21
2.66
69 ИГиРГИ
0.49
1.96
0.2
2.59
75 ИГиРГИ
227 Нн
310 3659-0.5
12т1
228 Нн
310 3659-0.5
:2т1
алевролит буровато-серый
452
229 Ннд
310
к,за
углистый алевролит
424
0.6153
2.9426
0.17
21
230 Ннд
310 1984+6,4
алевролит глинитсый
437
0.05
1.01
0.05
1.438
66 ИГиРГИ
231 Ннд
310 2082+5,5
К18а
алевролит глинитсый
431
0.33
19.95
0.02
4.203
540 ИГиРГИ
232 Ннд
310 2204+6,3
К18(1
алевролит глинитсый
436
0.3
3.62
0.08
2.245
167 ИГиРГИ
233 Ннд
310 2400+6,5
К18а
алевролит глинитсый
421
0.35
9.34
0.04
3.41
304 ИГиРГИ
234 Ннд
310 2600+9,8
К1ПсЬ
алевролит глинитсый
435
0.19
3.17
0.06
1.835
172 ИГиРГИ
310 2778+0,5
К1пс11
алевролит глинитсый
436
0.1
0.89
0.1
0.952
77 ИГиРГИ
310 2979+0,8
К1пс11
алевролит глинитсый
438
0.2
1.57
0.11
1.016
130 ИГиРГИ
237 Ннд
310 3193+0,6
К1пс11
алевролит глинитсый
441
0.29
1.57
0.16
1.195
117 ИГиРГИ
238 Ннд
310 3417+7,3
h-K,gl
алевролит глинитсый
444
0.22
1.38
0.14
0.978
117 ИГиРГИ
239 Ннд
310 3526+3,0
}2т1
алевролит глинитсый
443
1.05
7.53
0.12
4.728
183 ИГиРГИ
240 Ннд
310 3645+8,8
;2т1
449
0.81
3.16
0.2
2.757
123 ИГиРГИ
241 Оз
10 3275+4.2
J2-K,gl
алевролит глинитсый
алевролит темно-серый
441
0.25
1.46
0.15
1.05
139 ИГиРГИ
242 Оз
4 2208+1,0
К,8С1
алевролит
442
0.03
0.62
0.05
0.542
74 ИГиРГИ
243 Оз
8 3309-1,6
Дз-К^ап
алевролит глинистый
441
0.23
1.02
0.19
1.067
82 ИГиРГИ
244 Оз
8 3501+4,3
1з-К]]ап
алевролит глинистый
440
0.73
2.67
0.21
2.296
121 ИГиРГИ
245 Оз
10 2368+4,2
К18С1
алевролит глинистый
434
0.05
0.69
0.07
0.773
68 ИГиРГИ
246 Оз
10 2587+2,9
алевролит глинистый
430
0.1
1.29
0.07
0.888
117 ИГиРГИ
235 Ннд
236 Ннд
2273.1
К1ПсН
140.12 ИГНГ
1
2
4
3
5
6
7
8
9
10
продолжение таблицы 5
И
12
13
247 Оз
102756+10,5
К]Пс11
алевролит глинистый
430
0.36
5.38
0.06
2.13
259 ИГиРГИ
248 Оз
102866+4,2
К1пс11
алевролит глинистый
435
0.14
1.93
0.07
1.054
156 ИГиРГИ
249 Оз
10 3100+6,8
12-К,в1
алевролит глинистый
436
0.49
5.26
0.09
1.797
290 ИГиРГИ
250 Оз
10 3260+2,0
J2-K,gl
алевролит глинистый
441
0.29
1.83
0.14
1.349
125 ИГиРГИ
251 Оз
10 3555+7,5
J2-K,gl
алевролит глинистый
448
1.06
4.37
0.2
3.333
145 ИГиРГИ
252 Оз
10 3626+1,7
J2-K,gl
алевролит глинистый
447
0.67
2.13
0.24
1.72
121 ИГиРГИ
4 2623+1,3
К,5(1
алевролит
434
0.07
0.51
0.12
0.76
51 ИГиРГИ
253 Плт
254 Плт
15
3389.3
Д2П11
углистый алевролит
449
0.1722
0.8044
0.18
4.88
164.85 ИГНГ
255 Плт
15
3786.5
12Ут
углистый алевролит
465
0.1428
0.375
0.28
3.44
109.07 ИГНГ
256 Плт
152831+11,1
К1пс11
алевролит глинистый
433
0.14
0.81
0.15
0.517
100 ИГиРГИ
257 Плт
15 3084+4,1
К1пс11
алевролит глинистый
437
0.14
1.15
0.11
0.67
123 ИГиРГИ
258 Плт
15 3129+7,1
К1пс11
алевролит глинистый
436
1.2
10.93
0.1
2.859
414 ИГиРГИ
259 Плт
15 3154-0.5
К1пс11
аргиллит темно-серый
437
0.54
4.04
0.12
1.66
243 ИГиРГИ
260 Плт
15 3290+6,1
;2т1
439
4.75
45.05
0.1
11.22
491 ИГиРГИ
261 Плт
153380+1.0
12т1
алевролит
алевролит темный буроватый
446
0.73
3.59
0.17
2.16
166 ИГиРГИ
262 Плт
153555+1,0
:21п
алевролит глинистый
445
0.83
2.76
0.23
2.283
126 ИГиРГИ
263 Плт
153688+3,6
алевролит глинистый
алевролит темный буроватый
450
0.88
2.2
0.29
2.014
111 ИГиРГИ
456
0.77
1.97
0.28
2.25
87 ИГиРГИ
алевролит темный буроватый
456
0.68
1.61
0.3
2.2
73 ИГиРГИ
3488.5
J2ml
углистый алевролит
451
0.0935
0.407
0.19
3.75
108.53 ИГНГ
3519.5
12т1
алевролит глинистый
456
0.1235
0.385
0.24
3.95
97.47 ИГНГ
264 Плт
265 Плт
266 Птс
}2\т
153723+6.8
153789+3.0
1
267 Птс
1
268 Птс
13316+2,4
J2-K,gl
алевролит глинистый
441
0.21
1.09
0.16
1.029
90 ИГиРГИ
269 Птс
13352+10,7
J2-K,gl
алевролит глинистый
441
0.47
2.51
0.16
1.451
162 ИГиРГИ
270 Птс
13721+4,7
;21п
алевролит глинистый
457
0.53
1.18
0.31
1.451
76 ИГиРГИ
271 Птс
13734+0,5
}21П
алевролит глинистый
455
0.83
2.09
0.28
1.656
122 ИГиРГИ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
продолджение таблицы 5
10
12
11
13
272 Пх
1
4001.4
J2-K,gl
углистый алевролит
465
0.2454
0.7844
0.24
10.85
72.3 ИГНГ
273 Пх
1
4011.4
J2-K,gl
углистый алевролит
472
0.1831
0.508
0.31
10.65
53.3 ИГНГ
274 Пх
1 2610+3,7
К15С1
алевролит глинистый
435
0.04
0.77
0.05
0.747
77 ИГиРГИ
275 Пх
1 2625+0,5
К15С1
алевролит глинистый
433
0.04
0.69
0.06
0.901
62 ИГиРГИ
276 Пх
1 2698+1,0
К,5(1
алевролит глинистый
433
0.09
1.24
0.07
1.195
92 ИГиРГИ
277 Пх
1 2718+1,2
К,зс1
алевролит глинистый
434
0.11
1.72
0.06
1.349
117 ИГиРГИ
278 Пх
1 2718-2733,5
К15С1
алевролит глинистый
439
0.07
0.95
0.07
1.24
76 ИГиРГИ
279 Пх
1 2998+2,7
К1пс11
алевролит глинистый
434
0.56
3.02
0.16
1.502
191 ИГиРГИ
280 Пх
1 3190+2,0
К,псЬ
алевролит глинистый
465
1.21
2.83
0.3
2.539
118 ИГиРГИ
281 Пх
1 3197+3.4
К1ПсЬ
алевролит темно-серый слюдистый
437
0.18
1.13
0.14
0.84
134 ИГиРГИ
1 3322+0,1
К1пс11
алевролит
439
0.17
0.88
0.16
0.568
103 ИГиРГИ
440
0.12
0.62
0.16
0.56
ПО ИГиРГИ
282 Пх
283 Пх
1 3325+6.0
К1пс11
алевролит темно-серый слюдистый
284 Пх
1 3453+4,1
J2-K,gl
436
2.25
13.24
0.15
3.154
461 ИГиРГИ
285 Пх
1 4000+7.0
J2-K,gl
алевролит
аргиллит темно-серый
462
0.66
1.58
0.29
2.16
73 ИГиРГИ
286 Пх
1 4015+4,7
J2-K,gl
алевролит глинистый
462
0.25
0.59
0.3
0.837
55 ИГиРГИ
287 Пх
1 4199+1,0
алевролит глинистый
465
1.24
2.76
0.31
2.782
106 ИГиРГИ
288 Пх
2 2217+1,8
алевролит глинистый
424
0.14
5.77
0.02
3.32
192 ИГиРГИ
289 Пх
2 2230+7.8
алевролит глинистый
437
0.04
0.9
0.04
1.15
78 ИГиРГИ
290 Пх
2 2231+10,0
алевролит глинистый
433
0.08
2.49
0.03
1.592
150 ИГиРГИ
0.76
0.03
0.581
88 ИГиРГИ
291 Пх
2 2570+5,1
К18(1
292 Пх
2 2810+2,3
К18ё
293 Пх
2 2902+8,7
294 Пх
2 3442+4,5
К,8С1
К|Пс11
алевролит глинистый
436
0.02
песчаник
419
1.01
13.01
0.07
4.075
362 ИГиРГИ
алевролит глинистый
430
0.38
4.92
0.07
1.822
268 ИГиРГИ
алевролит глинистый
436
0.59
3.11
0.16
1.336
214 ИГиРГИ
1
2
4
3
295 Пх
3 2160+4,5
296 Пх
3 2841+5,8
297 Пх
3
298 Пх
3
299 Пх
3 3503+2.1
300 Пх
301 Пх
302 Сз
303 Сз
5
к,5а
6
7
8
продолжение таблицы 5
10
12
И
9
13
алевролит глинистый
429
0.42
22.83
0.02
5.662
472 ИГиРГИ
алевролит глинистый
434
0.15
1.74
0.08
1.208
128 ИГиРГИ
440
0.13
0.83
0.14
0.62
133 ИГиРГИ
438
0.11
0.53
0.17
0.57
92 ИГиРГИ
3292-3305
К1пс11
алевролит темно-серый слюдистый
3384-3391
12-К,81
алевролит темно-серый слюдистый
J2-K,gl
алевролит темно-серый слюдистый
440
0.77
4.13
0.16
1.78
232 ИГиРГИ
4 2762+4.2
К18(1
алевролит темно-серый
434
0.08
0.42
0.16
0.66
63 ИГиРГИ
4 2762+9.2
К,8С1
алевролит темно-серый
437
0.06
0.37
0.14
0.5
74 ИГиРГИ
2325.8
К18С1
алевролит темно-серый
446
0.0972
0.3574
0.21
3.71
96.34 ИГНГ
2525.8
К,8(1
алевролит темно-серый
444
0.0975
0.3699
0.21
3.72
99.42 ИГНГ
углистый алевролит
435
0.207
1.776
0.1
5.91
300.5 ИГНГ
углистый алевролит
алевролит, переслаивающийся с
песчаником
443
0.1612
0.645
0.2
4.21
153.2 ИГНГ
435
0.05
0.24
0.18
0.47
51 ИГиРГИ
алевролит слюдистый
435
0.06
0.053
0.1
0.84
63 ИГиРГИ
433
0.26
3.8
0.06
1.541
236 ИГиРГИ
436
0.03
0.16
0.17
0.25
64 ИГиРГИ
3
3
304 Сз
4
3406.3
J2ml
305 Сз
4
3685.2
Д2П11
306 Сз
4 2883.2+3.2
307 Сз
4 2883.3+3.8
308 Сз
4 3220+2,7
Дз-Коап
309 Сз
4 3413+8.5
Лгт!
алевролит
алевролит темно-серый
310 Сз
4 3515+11,1
}2т\
алевролит
439
5.64
89.46
0.06
19.37
575 ИГиРГИ
311 Сз
4 3850+9,8
]2Ут
песчаник с углистым веществом
433
2.69
22.04
0.11
8.504
312 ИГиРГИ
312 Сз
4 3915+0,4
ДгУт
песчаник
436
2.31
22.48
0.09
4.894
531 ИГиРГИ
313 Сз
4 4040+8,2
песчаник
440
0.54
3.95
0.12
2.373
174 ИГиРГИ
314 Сз
4 4165+0,1
Jl-2ld
алевролит глинистый
445
0.28
2.15
0.12
1.528
134 ИГиРГИ
315 Сз
10 2669+1,8
К1ПсЬ
алевролит глинистый
426
0.03
0.66
0.04
0.594
75 ИГиРГИ
316 Сз
10 2850+3,5
К,пс11
алевролит глинистый
433
0.2
4.58
0.04
3
166 ИГиРГИ
К1пс11
К1пс11
1
2
317 Сз
318 Сз
3
4
5
6
7
8
9
10
продолжение таблицы 5
11
12
13
10 2905+2,9
Дз-К^ап
0.05
0.63
0.07
0.594
72 ИГиРГИ
11 2701+2.3
алевролит глинистый
алевролит темно-серый
430
К1ПсН
456
0.02
0.01
1
0.2
5 ИГиРГИ
алевролит темно-серый
499
0.04
0.03
0.67
0.24
12 ИГиРГИ
488
0.01
0.19
0.05
0.517
23 ИГиРГИ
432
0.05
0.25
0.17
0.36
69 ИГиРГИ
437
0.15
1.75
0.08
1.9
92 ИГиРГИ
11 2701+2.3
К1ПсЬ
320 Сз
11 2701+6,8
К1пс}1
321 Сз
11 2733.8-0.2
К1ПсЬ
алевропесчаник
алевролит серый
322 Сз
11 2929.1-0.4
К1ПсЬ
прослой темно-серого алевроаргиллита
323 Сз
11 2929.1-0.9
К1ПсЬ
алевролит светло-серый углистый с
отпечатками
441
0.03
0.02
0.75
0.16
12 ИГиРГИ
17 2697-1.0
К1ПсЬ
алевролит зеленовато-серый
433
0.04
0.16
0.2
0.36
44 ИГиРГИ
20 2685+0,6
К,пс11
0.12
0.55
0.18
0.376
78 ИГиРГИ
20 2685+0.5
алевролит глинистый
аргиллит
423
К1пс11
426
0.05
0.23
0.18
0.37
62 ИГиРГИ
327 Сз
20 2689+1,1
К1ПсЬ
песчаник
365
8.46
1.54
0.85
1.234
112 ИГиРГИ
328 Сз
21 2736+1,3
К]ПсЬ
алевролит глинистый
430
0.13
1.79
0.07
1.054
145 ИГиРГИ
329 Сз
23 2311+0,3
К18(1
алевролит глинистый
420
0.26
14.63
0.02
6.277
275 ИГиРГИ
330 Сз
23 2805+5,6
К,пс11
алевролит глинистый
434
0.39
3.73
0.09
2.155
178 ИГиРГИ
331 Сз
23 2805+6,4
К1пс11
аргиллит
434
0.31
6.33
0.05
3.179
219 ИГиРГИ
332 Сл
16 2378+8,2
алевролит глинистый
433
0.19
1.99
0.09
1.362
135 ИГиРГИ
333 Сл
21 2950+5,5
J2ml
песчаник
427
1.15
11.27
0.09
3.384
369 ИГиРГИ
334 Сл
21 3060+4,0
121П
песчаник
429
0.94
9.01
0.09
3.282
303 ИГиРГИ
335 Сл
23 2711+4,3
К1пс1г
алевролит
428
0.91
17.56
0.05
7.634
275 ИГиРГИ
336 Сл
24 2770+5,8
12т1
алевролит
424
0.55
6.27
0.08
2.386
276 ИГиРГИ
337 Сл
24 3177+4,5
Ып
алевролит
428
0.39
2.16
0.15
1.451
140 ИГиРГИ
338 Сл
25 2640+1,2
1з-К1]ап
аргиллит
431
0.07
1.15
0.06
0.709
119 ИГиРГИ
339 Сл
25 2640-2625
Дз-К^ап
алевролит
435
0.05
0.36
0.12
0.42
85 ИГиРГИ
319 Сз
324 Сз
325 Сз
326 Сз
1
2
340 Сл
341 Сл
342 Сл
4
3
5
25 2655+2.3
1з-Куап
25 2735+8,6
25 2735-2747
J2-зtc
6
7
продолжение таблицы 5
10
12
И
9
8
13
песчаник с углистым веществом
426
0.39
2.41
0.14
2.9
83 ИГиРГИ
аргиллит
алевролит
458
0.02
0.25
0.08
0.594
28 ИГиРГИ
J2.зtC
432
0.04
0.19
0.18
0.49
39 ИГиРГИ
алевролит темно-серый
25 2747+3.0
J2.зtC
433
0.05
0.38
0.12
0.62
61 ИГиРГИ
344 Сл
25 2776-3.5
алевролит серый
432
0.09
0.71
0.11
0.78
91 ИГиРГИ
345 Сл
25 2776-3.5
¡2^1
Д2П11
алевролит серый
431
0.13
0.71
0.15
0.83
85 ИГиРГИ
346 СПс
1 2340+2.6
К1ПС11
алевролит серый
430
0.07
0.34
0.17
0.62
54 ИГиРГИ
347 СПс
1 2550+1.5
К1пс11
алевролит серый
426
0.1
0.32
0.24
0.43
74 ИГиРГИ
348 СЯр
2 3504+1,4
К1ПсЬ
алевролит
443
0.43
2.54
0.15
1.464
163 ИГиРГИ
349 СЯр
3 2715+3,0
К1ПсЬ
424
0.7
14.4
0.05
3.986
409 ИГиРГИ
350 СЯр
3 3120+4.6
К1пс11
алевролит
алевролит темно-серый
441
0.03
0.13
0.19
0.46
28 ИГиРГИ
351 СЯр
3 3190+4,9
К1ПсЬ
алевролит
438
0.54
3.36
0.14
1.669
196 ИГиРГИ
352 СЯр
3 3250+10,3
аргиллит
алевролит темно-серый
437
0.16
0.79
0.17
1.17
59 ИГиРГИ
J2-K,gl
439
0.17
0.82
0.17
1.25
65 ИГиРГИ
углистый алевролит
446
0.0311
0.1465
0.18
1.33
343 Сл
353 СЯр
3 3280+4.8
354 СЯр
4
355 СЯр
4 2800+0,8
К1пс11
алевролит
433
0.19
2.04
0.09
1.221
150 ИГиРГИ
356 СЯр
4 2951+7,5
К1пс11
438
0.13
1.24
0.1
0.952
107 ИГиРГИ
4 3103+6.5
К1пс11
аргиллит
алевролит серый
440
0.07
0.49
0.12
0.44
111 ИГиРГИ
358 СЯр
4 3118+3.0
К,пс11
алевролит темно-серый
443
0.06
0.33
0.16
0.45
73 ИГиРГИ
359 СЯр
4 3118+8,4
К1пс11
алевролит
436
0.19
1.05
0.15
0.734
107 ИГиРГИ
360 СЯр
4 3302+14,5
алевролит
439
0.28
1.47
0.16
1.272
105 ИГиРГИ
361 Тгл
7
427
0.143
0.908
0.14
12.33
362 Тгл
7 1824+2.4
431
0.12
2.24
0.05
3.02
357 СЯр
3384.2
1795.3
Ко'ак
углистый алевролит
К1тсЬ'-К,8а алевролит темно-серый слюдистый
110.16 ИГНГ
73.62 ИГНГ
74 ИГиРГИ
1
2
4
3
5
6
7
8
продолжение таблицы 5
10
12
11
9
13
К1тс11'-К18а аргиллит темно-серый
363 Тгл
7 1860+2.6
364 Тгл
7 1910+0,5
365 Тгл
7 1910+0.7
366 Тгл
10
367 Тгл
10 1783+3,5
368 Тгл
12
369 Тгл
12 1800+11.5
370 Тгл
12 1800+5.8
371 Тгл
12 1815+1.5
К,тсЬ'-К13с1 алевролит у гл.
К1тс11'-К13<1 аргиллит темно-серый
1755.3
1822.5
434
0.11
1.21
0.08
2.14
56 ИГиРГИ
434
0.2
1.94
0.09
1.618
116 ИГиРГИ
436
0.07
0.64
0.1
0.78
82 ИГиРГИ
Куак
углистыий алевролит
424
0.0605
0.2915
0.17
9.48
Куак
алевролит
430
0.32
4.47
0.07
3.806
Куак
алевролит
алевролит темно-серый с углистым
веществом
433
0.0056
0.082
0.06
2.99
434
0.19
1.79
0.1
2.13
84 ИГиРГИ
Куак
аргиллит темно-серый
430
0.39
5.93
0.06
5.95
99 ИГиРГИ
Куак
алевролит темно-серый с углистым
веществом
436
0.06
1.37
0.04
5.92
23 ИГиРГИ
Куак
аргиллит темно-серый
436
0.03
0.71
0.04
3.34
21 ИГиРГИ
Куак
алевролит темно-серый глинистый
432
0.16
2.56
0.06
5.26
48 ИГиРГИ
К18С1
алевролит темно-серый глинистый
431
0.02
0.37
0.05
0.48
77 ИГиРГИ
Куак
30.75 ИГНГ
132 ИГиРГИ
27.36 ИГНГ
372 Тгл
12 1830+1.6
373 Тгл
12 1830-1.0
374 Тки
1 2420+3,6
375 Тки
1 2520+5,1
К18С1
алевролит глинистый
434
0.01
0.63
0.02
0.862
58 ИГиРГИ
376 Ткн
1 2715+7,7
К1пс11
алевролит глинистый
430
0.1
2.23
0.04
1.208
165 ИГиРГИ
377 Ткн
1 2790+3,8
К1пс11
алевролит глинистый
429
0.06
1.08
0.05
0.747
109 ИГиРГИ
378 Ткн
2 2420+3,4
К,8С1
аргиллит
429
0.03
0.66
0.04
0.568
77 ИГиРГИ
379 Ткн
2 2448+5,7
К18С1
аргиллит
431
0.04
0.93
0.04
0.862
86 ИГиРГИ
380 Ткн
2 2672+4,8
К1пс11
аргиллит
430
0.03
0.49
0.06
0.491
62 ИГиРГИ
381 Ткн
2 2912+9,0
К1ПсЬ
алевролит глинистый
433
0.07
1.21
0.05
0.76
121 ИГиРГИ
382 Ткн
2 3065+0,6
1з-Коап
алевролит глинистый
432
0.26
3.09
0.08
1.298
217 ИГиРГИ
2 3085+5,8
1з-Куап
алевролит глинистый
432
0.23
2.9
0.07
1.208
214 ИГиРГИ
383 Ткн
1
2
4
3
384 Ткн
4 2690+24,7
385 Ткн
4 2822+7,6
386 Ткн
5
6
7
8
продолжение таблицы 5
10
И
12
9
13
песчаник углистый
428
0.07
1.29
0.05
1.093
102 ИГиРГИ
К|Пс11
алевролит глинистый
434
0.05
1.26
0.04
1.054
102 ИГиРГИ
4 2970+5,7
К1пс11
алевролит глинистый
438
0.02
1.49
0.01
0.901
134 ИГиРГИ
387 Ткч
1 2515+3,2
К,8(1
алевролит глинистый
431
0.05
1.51
0.03
1.106
118 ИГиРГИ
388 Ткч
1 2651+10,3
К1ПсН
алевролит глинистый
434
0.03
0.74
0.04
0.632
82 ИГиРГИ
389 Ткч
1 2822+7,4
К,пс11
алевролит глинистый
435
0.08
1.4
0.05
0.978
119 ИГиРГИ
390 Ткч
3 2620+3,6
К1пс11
аргиллит
424
0.05
0.74
0.06
0.734
75 ИГиРГИ
391 Ткч
30 2326+3,7
К,8С1
алевролит
432
0.02
1.37
0.01
1.093
108 ИГиРГИ
392 Ткч
30 2710+5.0
К1ПсЬ
алевролит песчанистый
429
0.05
0.21
0.19
0.36
58 ИГиРГИ
393 Ткч
30 2725+1,4
К,пс11
алевролит глинистый
432
0.04
1.06
0.04
0.76
106 ИГиРГИ
30 2880+12,4
К1пс11
0.06
0.94
0.06
0.76
94 ИГиРГИ
395 Ткч
30 2880+5.2
алевролит глинистый
алевролит серый
432
К1пс11
436
0.13
0.73
0.15
0.71
102 ИГиРГИ
396 Тнм
1 1492+1.5
Куак
алевролит темно-серый глинистый
443
0.13
0.35
0.27
0.79
44 ИГиРГИ
437
0.02
0.29
0.07
0.376
41 ИГиРГИ
434
0.08
0.76
0.1
1
76 ИГиРГИ
394 Ткч
397 Тнм
1 2628+3,5
К18Ь
398 Тнм
2 2557.2
К1811
алевролит
алевролит темно-серый глинистый
399 Тнм
2 2545+1,8
К.зЬ
алевролит глинистый
434
0.05
0.71
0.07
1.054
57 ИГиРГИ
400 Тнм
2 2700+4,0
К1811
алевролит глинистый
434
0.04
0.47
0.08
0.773
46 ИГиРГИ
401 Тнм
2 2700-2715
К,811
алевролит глинистый
436
0.06
0.26
0.19
0.59
44 ИГиРГИ
402 Трк
1 3149.5+7.6
алевролит глинистый
440
0.36
2.68
0.12
1.39
192 ИГиРГИ
1 3150+11,5
12-К,81
алевролит глинистый
437
0.5
3.63
0.12
1.797
200 ИГиРГИ
404 Трк
1 3272+0,3
J2-K,gl
алевролит глинистый
440
0.2
0.87
0.19
0.747
87 ИГиРГИ
405 Трк
1 3504+4,5
12т1
алевролит углистый
448
1.35
4.15
0.25
3.269
140 ИГиРГИ
406 Трк
2
3325.2
алевролит углистый
451
0.096
0.1938
0.3^
1.87
103.64 ИГНГ
407 Трк
2
3326.2
алевролит
444
0.8045
3.8116
0.17
16.74
227.7 ИГНГ
403 Трк
52т1
1
2
4
3
5
6
7
8
9
10
продолжение таблицы 5
12
И
13
12т1
алевролит углистый
446
0.498
1.3991
0.26
1.77
2 2504+2,9
К18ё
алевролит
426
0.55
17.6
0.03
4.101
487 ИГиРГИ
410 Трк
2 2580+1,4
К1пс11
алевролит углистый
422
0.89
22.77
0.04
6.469
417 ИГиРГИ
411 Трк
2 2701+9,4
К1пс11
алевролит глинистый
435
0.17
2.15
0.07
1.118
167 ИГиРГИ
412 Трк
2 2832+2,0
К]Пс11
алевролит глинистый
428
0.8
11.24
0.07
3.192
387 ИГиРГИ
413 Трк
2 3044+4,5
К1пс11
алевролит глинистый
437
0.38
1.84
0.17
1.042
150 ИГиРГИ
414 Трк
2 3090+4,1
К1ПсЬ
алевролит глинистый
436
0.32
2.25
0.12
1.208
166 ИГиРГИ
415 Трк
2 3324+7,5
12т1
алевролит углистый
436
2.15
8.48
0.2
4.715
207 ИГиРГИ
416 Трк
2 3485+0,5
J2ml
алевролит глинистый
447
1.97
6.49
0.23
4.19
176 ИГиРГИ
417 Трк
3 2467+8,1
К,8а
алевролит глинистый
422
0.92
30.73
0.03
8.901
417 ИГиРГИ
418 Уш
1 3723,4
алевролит глинистый
458
0.57
1.25
0.31
1.35
92 ИГиРГИ
419 Уш
1 3763,9
алевролит глинистый
456
1.3
3.97
0.25
3.19
124 ИГиРГИ
420 Уш
1
458
1.67
5.33
0.24
5.29
100 ИГиРГИ
421 Уш
1 3806+7.1
J2vm
алевролит глинистый
алевролит темно-серый
462
0.42
0.77
0.36
1.35
57 ИГиРГИ
10 2320+11.7
К,8С1
алевролит темно-серый
437
0.09
2.4
0.04
2.2
109 ИГиРГИ
К18а
алевролит темно-серый глинистый с
отпечатками
436
0.03
0.47
0.06
0.35
134 ИГиРГИ
К15С1
алевролит темно-серый глинистый с
отпечатками
434
0.09
2.55
0.03
1.8
141 ИГиРГИ
алевролит темно-серый глинистый с
отпечатками
436
0.04
1.19
0.03
1.07
111 ИГиРГИ
408 Трк
2
409 Трк
3400.4
3707,4-
J2ln-J2vm
3753,7-
422 Уш
J2vm
3776-3788,4
423 Уш
10 2568+2.2
424 Уш
11 2350+3.2
425 Уш
426 Уш
427 Уш
428 Уш
12Ут
12 2395+2.0
1
1
1
790.5 ИГНГ
алевролит
438
0.08
0.2213
0.26
3.39
65.3 ИГНГ
3388.7
J2mI
алевролит углистый
440
0.7702
3.8645
0.17
22.55
171.37 ИГНГ
3510.9
]2т1
алевролит углистый
452
0.0604
0.2333
0.2
2.74
85.16 ИГНГ
3171
1
2
4
3
5
]2\т
7
8
9
алевролит углистый
464
0.2213
0.478
0.32
5.81
алевролит
435
0.75
6.99
0.1
1.963
360 ИГиРГИ
13
429 Уш
1
430 Уш
13071+1
431 Уш
13485+6,7
12т1
песчаник углистый
447
4.86
27.9
0.15
10.74
317 ИГиРГИ
432 Уш
13707+8,2
ДгУт
аргиллит
453
1.66
6.87
0.19
4.101
190 ИГиРГИ
433 Уш
1 3753+2,0
52Ут
алевролит углистый
460
2.15
8.41
0.2
6.661
149 ИГиРГИ
434 Уш
13806+10,7
J2vm
алевролит
458
1.01
2.69
0.27
1.976
137 ИГиРГИ
435 Уш
2
К1пс11
алевролит углистый
438
0.0206
0.1392
0.13
1.17
436 Уш
2 2751+8,9
К1пс11
алевролит глинистый
431
0.12
0.62
0.16
0.67
66 ИГиРГИ
437 Уш
2 2885+2,2
К1пс11
алевролит глинистый
435
0.1
1.06
0.09
0.645
116 ИГиРГИ
438 Уш
3
К,8С1
алевролит глинистый
434
0.3
4.755
0.06
14.2
439 Уш
3 2309+1,5
К,зс1
аргиллит
433
0.09
3.36
0.03
2.078
165 ИГиРГИ
440 Уш
4 2517+11,5
К18С1
песчаник углистый
420
0.71
15.7
0.04
5.278
346 ИГиРГИ
441 Уш
52440+7,4
К18(1
алевролит глинистый
435
0.09
1.52
0.06
0.888
138 ИГиРГИ
442 Уш
10 2319+2,9
К18а
алевролит глинистый
432
0.13
5.38
0.02
2.411
234 ИГиРГИ
10 2355+8,4
К,8С1
алевролит глинистый
434
0.11
2.78
0.04
1.899
147 ИГиРГИ
10 2369+12,1
К18а
алевролит глинистый
434
0.05
1.14
0.04
1.208
84 ИГиРГИ
10 2568+0,2
К18(1
алевролит глинистый
436
0.08
1
0.07
0.901
90 ИГиРГИ
11 2365+4,9
К18С1
алевролит глинистый
441
0.05
0.46
0.1
0.363
66 ИГиРГИ
и 2571+3,6
К,8С1
алевролит глинистый
435
0.08
0.73
0.1
0.619
82 ИГиРГИ
и 2638+1,6
К,8С1
песчаник
421
3.38
34.03
0.09
8.389
488 ИГиРГИ
12 2348+13,7
К) 8(1
алевролит
434
0.11
3.82
0,03
2.104
186 ИГиРГИ
1 1242+13,4
К,Ьк
0.04
0.51
0.07
0.414
69 ИГиРГИ
1 1242+5.6
аргиллит
алевролит зеленовато-серый
442
К,Ьк
429
0.01
0.09
0.1
0.47
19 ИГиРГИ
452 Хб
1 1412-0.6
К,Ьк
алевролит зеленовато-серый
436
0.02
0.21
0.09
0.64
32 ИГиРГИ
453 Хб
1 1562+0,6
К1811
алевролит
447
0.03
0.55
0.05
0.658
59 ИГиРГИ
443 Уш
444 Уш
445 Уш
446 Уш
447 Уш
448 Уш
449 Уш
450 Хб
451 Хб
3786
6
продолжение таблицы 5
10
11
12
К1пс11
2791.4
2403.1
82.28 ИГНГ
118.95 ИГНГ
334.86 ИГНГ
продолжение таблицы 5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
К,5Ь
алевролит зеленовато-серый
глинистый
436
0.01
0.11
0.08
0.4
27 ИГиРГИ
1 1730+4.6
К18Ь
алевролит песчанистый
433
0.06
0.4
0.13
0.59
67 ИГиРГИ
456 Хб
1 1746-2.1
К1311
алевролит глинистый
433
0.04
0.42
0.09
0.73
57 ИГиРГИ
457 Хб
1 1770+3.0
К18Ь
алевролит песчанистый
432
0.03
0.35
0.08
0.77
45 ИГиРГИ
458 Хб
1 2014+5,0
JrKlgl
430
0.11
1.83
0.06
1.618
109 ИГиРГИ
459 Хб
460 Хб
1 2014+8.5
алевролит
алевролит зеленовато-серый
426
491
0.08
0
0.53
0.11
0.13
0
1.28
0.184
41 ИГиРГИ
20 ИГиРГИ
алевролит
алевролит серый углистый
440
0.01
0.33
0.03
0.632
36 ИГиРГИ
454 Хб
1 1571-2.0
455 Хб
461 Хб
2 1785+0,1
:2-К1в1
т
К1811
462 Хб
2 1798-0.6
К18Ь
436
0.03
0.14
0.19
0.36
38 ИГиРГИ
463 Хб
2 2025+1.5
J2-K,gl
алевролит зеленовато-серый
434
0.06
0.91
0.06
1.22
74 ИГиРГИ
464 Хб
2 2025+6.3
J2-K,gl
алевролит
434
0.1
1.53
0.06
1.39
110 ИГиРГИ
465 Хб
2 2025+9,1
J2-K,gl
426
0.28
5.04
0.05
2.194
237 ИГиРГИ
466 Хб
2 2040+0.5
432
0.11
1.23
0.08
1.38
89 ИГиРГИ
467 Хб
3 1853+1,5
J2-K,gl
К1811
алевролит
алевролит зеленовато-серый
433
0.06
0.9
0.06
0.85
84 ИГиРГИ
3 1853-0.5
К1811
434
0.06
1.26
0.05
1.26
100 ИГиРГИ
3 2218+2,0
J2ml
0.39
9.54
0.04
4.062
266 ИГиРГИ
470 Хб
3 2218+4.6
алевролит
алевролит темно-серый
424
;2т1
431
0.42
7.92
0.05
4.07
194 ИГиРГИ
471 Хб
3 2218-2232
;2т1
аргиллит
434
0.17
2.92
0.06
2.45
119 ИГиРГИ
318 1812+3.8
К1тс11
алевролит с песчаником
431
0.04
0.64
0.06
2.37
27 ИГиРГИ
318 1812+4,9
К,тсЬ
0.14
2.67
0.05
1.963
137 ИГиРГИ
318 2345+10.0
алевролит
алевролит глинистый
431
К,Ьк
0.03
0
1
0.27
0 ИГиРГИ
318 2346+8,0
К,Ьк
песчаник угл.
487
0.06
0.33
0.16
0.44
44 ИГиРГИ
476 ЮНс
318 2612+3,3
К1Ьк
аргиллит
433
0.03
0.29
0.09
0.453
38 ИГиРГИ
477 ЮНс
318 2729+0,1
К,8Ь
алевролит
436
0.04
0.51
0.07
0.44
68 ИГиРГИ
468 Хб
469 Хб
472 ЮНс
473 ЮНс
474 ЮНс
475 ЮНс
1 2264+0,5
долерит
алевролит
алевролит зеленовато-серый
1
2
4
3
5
318 2729-2744
478 ЮНс
6
7
8
продолжение таблицы 5
10
11
12
9
13
алевролит
437
0.04
0.47
0.08
0.86
54 ИГиРГИ
318 2810+6,6
К1з11
0.05
0.59
0.08
0.67
63 ИГиРГИ
318 2810+6.5
алевролит
алевролит глинистый
433
К18Ь
438
0.05
0.33
0.13
0.69
47 ИГиРГИ
318 2894+0,1
К1з11
алевролит
435
0.22
3.19
0.06
1.208
236 ИГиРГИ
318 3005+7,0
К1зЬ
алевролит
444
0.04
0.31
0.12
0.35
45 ИГиРГИ
318 3087+1,7
К,з11
алевролит
437
0.32
2
0.14
1.17
151 ИГиРГИ
318 3323+1,4
К1з11
алевролит
444
0.23
1.14
0.17
0.939
100 ИГиРГИ
318 3418+6,3
К,з11
алевролит
445
0.28
1.17
0.19
1.08
93 ИГиРГИ
318 3479+0,7
К1зЬ
0.36
0.73
0.33
0.389
102 ИГиРГИ
318 3479+0.7
аргиллит
алевролит глинистый
439
К1з11
441
0.21
0.45
0.32
0.74
60 ИГиРГИ
488 ЮНс
318 3588+1,3
К,з11
аргиллит
445
0.22
0.78
0.22
0.798
75 ИГиРГИ
489 ЮНс
318 3978+0.1
J2-K,gl
алевролит темно-серый слюдистый
466
0.19
0.29
0.4
0.89
32 ИГиРГИ
318 3978+12,3
;2-К1Е1
алевролит
462
0.35
0.69
0.34
0.926
61 ИГиРГИ
491 ЮНс
318 3998+13,2
J2-K,gl
0.28
0.64
0.3
0.862
59 ИГиРГИ
492 ЮНс
J2-K,gl
алевролит
алевролит
463
318 4013-4028
432
0.28
2.59
0.1
3.15
82 ИГиРГИ
493 ЮНс
318 4029+1,0
}2т\
аргиллит
470
0.45
0.95
0.32
1.272
67 ИГиРГИ
494 ЮНс
318 4130+0,5
]2т1
песчаник угл.
473
0.63
1.74
0.27
1.95
90 ИГиРГИ
495 ЮНс
318 4144+5,8
Тзш!
алевролит
482
0.57
1.1
0.34
1.451
71 ИГиРГИ
496 ЮНс
318 4185+3,5
}2т\
480
0.72
1.4
0.34
1.003
117 ИГиРГИ
459
0.51
1.3
0.28
2.08
62 ИГиРГИ
67 ИГиРГИ
479 ЮНс
480 ЮНс
481 ЮНс
482 ЮНс
483 ЮНс
484 ЮНс
485 ЮНс
486 ЮНс
487 ЮНс
490 ЮНс
^
497 Яр
2 3715-3730
Ып
алевролит
алевролит глинистый
498 Яр
2 3746.8+3.2
:21п
алевролит глинистый
462
0.38
0.8
0.32
1.19
499 Яр
2
3191.3
алевролит глинистый
442
0.073
0.3594
0.17
3.33
107.92 ИГНГ
500 Яр
2
3394.1
алевролит глинистый
449
0.2571
1.325
0.16
7.43
178.33 ИГНГ
501 Яр
2 3494+5,4
алеврол. в песч.
450
1.01
3.67
0.22
2.923
136 ИГиРГИ
502 Яр
2 3715+12,1
аргиллит
456
0.49
1.04
0.32
1.246
75 ИГиРГИ
;2т1
121П
97
Таблица 6
Результаты анализа образцов мезозойских отложений скважины Тюменская СГ-6 на
приборе КОСК-ЕУАЬ
№
Интервал
Возраст
п/п отбора керна, м
Свита
Порода
Ттах
81
82
Р1
Сорг
Н1
1
3740-3753
К1
мегионская
аргиллит
438
0.11
0.55
0.17 0.57
98
2
3832-3838
Jз
баженовская
аргиллит
436
0.25
7.45
0.03 3.04
245
3
3889-3892
Jз
васюганская
аргиллит
438
0.45
2.63
0.15 2.96
88
4
3915-3924
Jз
васюганская
аргиллит
437
0.22
0.59
0.27 0.77
76
5
4011-4018
J2
тюменская
аргиллит
446
1.21
8.24
0.13 6.21
132
6
4360-4373
^2
тюменская
аргиллит
454
0.53
2.28
0.19
3.4
67
7
4731.44
11
котухтинская
аргиллит
487
0.28
0.33
0.47 0.93
35
8
4866.78
Jl
котухтинская
аргиллит
480
0.59
0.39
0.4
2.23
39
9
4904.27
11
котухтинская
аргиллит
478
0.78
1.03
0.43 2.43
42
10
5197.6
Jl
котухтинская
аргиллит
495
0.18
0.14
0.56 0.61
22
11
5286.17
ягельная
аргиллит
502
0.24
0.31
0.44
1.33
23
12
5311.01
11
11
ягельная
аргиллит
503
1.12
0.85
0.57 2.81
30
13
5489.1
h
береговая
аргиллит
514
0.47
0.35
0.57
1.54
22
14
5576.31
Jl
береговая
аргиллит
326
0.04
0.05
0.5
0.14
35
15
5584.89
Jl
береговая
аргиллит
451
0.17
0.13
0.57 0.63
20
16
5600.47
Тз
витютинская
аргиллит
450
0.21
0.11
0.66 0.86
12
17
5710.55
Тз
витютинская
аргиллит
526
0.18
0.25
0.43
1.47
17
18
5746.88
Тз
витютинская
аргиллит
522
0.14
0.19
0.44
1.19
15
19
5973.2
Тг
варенгаяхинская
аргиллит
505
0.2
0.22
0.48
1.33
16
20
5992.14
Т2
варенгаяхинская
аргиллит
543
0.44
0.43
0.51 2.68
16
21
6014.55
Т1
пурская
аргиллит
544
0.35
0.41
0.46
1.92
21
22
6033.4
т,
пурская
аргиллит
347
0.11
0.11
0.5
0.81
13
23
6071.7
Т1
пурская
аргиллит
443
0.21
0.19
0.52
1.15
16
24
6082.1
т,
пурская
аргиллит
521
0.32
0.23
0.6
2.36
0
25
6099.2
Т1
пурская
аргиллит
418
0.21
0.15
0.58
1.12
13
26
6116.6
т,
пурская
аргиллит
447
0.19
0.17
0.53 0.95
17
27
6228-6241
Т1
пурская
аргиллит
562
0.37
0.43
0.46 2.64
16
28
6264-6278
т,
пурская
аргиллит
351
0.09
0.05
0.64 0.47
10
29
6413-6427
т,
красноселькупскаяпурская
аргиллит
499
0.1
0.13
0.45
10
1.25
98
Таблица 7
Отражательная способность витринита из мезозойских отложений ЕнисейХатагской и Пур-Тазовской НГО
Ып/п
Площадь
1
Вадинская
2
Вадинская
сква­ Глубина
жина отбора, м
1
Возраст
Вадинская
4
Вадинская
5
Вадинская
ПК(Б)
Черный, блестящий, трещиноватый
тсЬ уголь в св.-с.
мелкозернистом 0,42
песчанике.
ПК(Б)
К] тсЬ песчаник с углем
2590+3,8
К1
2720+5,1
Углистый алевролит с черным,
5С1 блестящим, плотным углем с 0,54
раковистым изломом.
0,5
К 1 8(1
песчаник с углем
3005+1,2
К1
8(1
за
2720+1,2
1
Градация
К°, % катагенеза
ОВ
0,46
2590+0,6
•
3
Литология
К1
•
Светло-серый песчаник с прослоями
черного,
трещиноватого
угля 0,5
блесхящего.
0,52
уголь в песчанике
мкЛд)
мкЛд)
МК,'(Д)
мкЛд)
6
Вадинская
1
3035-2,0
К1
7
Ванкорская
5
1732+6,0
Киак
8
Ванкорская
5
2758+10,2
9
Ванкорская
5
2824+0,5
Мелкозернистый серый песчаник с
псЬ отпечатками
углефицированного 0,43
детрита черного цвета.
0,46
К,пс11 песчаник с углистым веществом
10
ВосточноКубалахская
357
1601+3,0
К, зё
И
Волочанская
1
1779-4,5
Т2-3
12
ВосточноКубалахская
357
1244+0,7
К, зё
Аргиллит с включениями черного, 0,46
блестящего угля трещиноватого.
ПК(Б)
13
ВосточноКубалахская
357
1416+13,1
К, зё
Уголь черный, блестящий слабо 0,47
трещиноватый.
ПК(Б)
14
ВосточноКубалахская
357
1601+3,0
Уголь
черный,
К, 8(1 трещиноватый
аргиллите черном.
15
Горчинская
1
3470,6+9,7
16
Горчинская
1
3485,8+9,4
17
Дерябинская
15
2757,5+7,1
18
Кубалахская
1
3208+2,9
Темно-серый до черного алевролит с
углем
черным,
трещиноватым, 0,42
плотным.
К1
Уголь
черный,
трещиноватый
аргиллите черном.
в
блестящий,
углистом 0,52
0,86
песчаник с углем
в
блестящий,
углистом 0,52
Серый алевролит с прослоями угля
черного,
блестящего,
слабо 0,95
выветрелого
Серый алевролит с отпечатками
0,95
растительного
детрита
углефицированного.
Св.-с. и т.-з. песчаник с прослоями
К1811 угля блестящего, трещиноватого, 0,46
черного, следы выветривания во
вмещающей породе.
Св.-с.
алевролит
12 УШ блестящего угля
трещиноватого.
с
прослоем
плотного, не 0,7
ПК(Б)
ПК(Б)
ПК(Б)
мкЛд)
МК2(Ж)
мкЛд)
МК2(Ж)
МК2(Ж)
ПК(Б)
МК1^(Г)
99
Мп/п
Площадь
сква­
жина
Глубина
отбора, м
Возраст
продолжение таблицы 7
Градация
катагенеза
Литология
ОВ
Конгломерат
песчаника
с
отпечатками растительного детрита 0,59
углистого. Уголь трещиноватый
блестящий черный.
Углистый аргиллит с отпечатками
0,59
растительного детрита.
0,48
углистый аргиллит
19
Логатская
361
3196+9,2
Jldg
20
Лодочная
11
1758+3,8
К и а к
21
Лодочная
11
1772-1,2
К^ак
22
Лодочная
11
2915+6
К1
23
Лодочная
11
1758+4,0
К и а к
уголь в алевролите
24
Нанадянская
310
2082+2,7
К1 за
25
Нанадянская
310
2273+0,9
к, з а
26
Нанадянская
310
2400+0,8
к , за
27
Нанадянская
310
2875+1,0
28
Нанадянская
310
2989+2,0
29
Пайяхская
1
2640,5-1,0
К)
30
Пайяхская
2
2216,5+1,8
к , за
31
Пайяхская
2
2230,5+1,8
к, з а
32
Пайяхская
3
2160+0,9
к,
33
Пайяхская
4
2762+6,1
34
Паютская
1
3500+12,5
35 Пеляткинская
15
3380+8,0
36
Пеляткинская
15
3380+8,0
37
Пеляткинская
15
3786+7,5
38
Соленинская
25
2655+4,0
Jзsg
39
Соленинская
25
2776-1,0
12 т 1 уголь в песчанике
40
СреднеЯровская
4
3382+0,8
МК,'(Д)
мкЛд)
ПК(Б)
0,64
МК,'(Д)
0,48
ПК(Б)
Уголь черный в углистом аргиллите 0,45
блестящий, плотный.
ПК(Б)
Углистый алевролит бурого цвета с
прослоями угля трещиноватого, 0,59
черного.
мкЛд)
псЬ песчаник с углем
алевролит с углисто-глинистым
веществом
0,46
ПК(Б)
псЬ алевролит с углисто-слюдистым
веществом
алевролит с прослоями углистоК] псЬ
глинистого материала
0,48
ПК(Б)
0,48
ПК(Б)
0,45
ПК(Б)
К1
к ,
за
за
алевролит с углисто-глинистослюдистым веществом
З.-св.-с.
песчаник
с
черным 0,45
блестящим трещиноватым углем.
0,62
песчаник с углем
Углистый
аргиллит
с
углем 0,6
блестящим, плотным, хрупким.
песчаник с прослоями углисто0,66
глинистого материала
Сильно углистый аргиллит черный,
12 т 1 блестящий, с раковистым изломом, 1,06
плотный, нетрещиноватый.
песчаник с углисто-глинистым
12 т 1
0,67
материалом
Б.-т.-с. ал. с включением углистого
12 т 1 растительного
детрита.
Уголь 0,7
блестящий, плотный, черного цвета.
Алевролит серый с прослоями
12 УШ углисто-глинистого
вещества
с 0,95
отпечатками
углефицированного
растительного дет рита
ПК(Б)
мкЛд)
МК,'(Д)
МК,2(Г)
МКгСЖ)
МК,^(Г)
мкЛг)
МК2(Ж)
0,58
мкЛд)
0,62
МК,'(Д)
алевролит,
аргиллит
с 0,8
12 т 1 Св.-с.
прослоями и включениями
угля
черного, блестящего.
МК,2(Г)
песчаник с углистым веществом
100
продолжение таблицы 7
Градация
К°, % катагенеза
ОВ
Нп/п
Площадь
сква­
жина
Глубина
отбора, м
Возраст
41
Сузунская
3
2520+6,2
К, 8(1
42
Сузунская
4
3413+8,1
12 т 1
43
Сузунская
4
3413+9,0
52 т\ алевролит с углем
44
Сузунская
4
3428+5,5
12 т 1
Сильно углистый алевролит черный,
блестящий,
плотный 0,65
нетрещиноватый.
мкЛд)
45
Сузунская
4
3515+1,3
12 т1
Б.-с. светлый песчаник с прослоями
угля.
Уголь блестящий, черный, 0,75
трещиноватый.
МК,^(Г)
Св.-с. алевролит с отпечатками и
прослоями черного, блестящего 0,79
угля, плотного с раковистым
изломом
МК1^(Г)
46
Сузунская
4
3850+9,8
47
Сузунская
11
2713+11,5
К1
48
Сузунская
23
2805,4+5,6
К1
49
Тагульская
7
1747,2+7,9
К^ак
Литология
С.-з. песчаник
с прослоями
0,40
черного, блестящего, трещиноватого
угля.
0,64
алевролит с углем
0,64
0,62
углистые включения из песчаника
Св.-с. алевролит с прослоями,
отпечатками углистого детрита.
0,69
псЬ
Уголь
черный,
блес1ящий,
фещиноватый.
псЬ
Сильно углистый
плотный, черный.
аргиллит, тр., 0,52
ПК(Б)
мкЛд)
мкЛд)
мкЛд)
МК,^(Г)
МК,'(Д)
50
Тагульская
12
1815+0,5
Киак
51
Тагульская
12
1830-0,9
К^ак
Углистый аргиллит, темно-серый,
буроватый
с прослоями угля 0,6
полуматового,
трещиноватого.
Прослои угля поперек слоистости.
0,48
темно-серый алевролит
52
Тагульская
12
1856+0,3
Киак
уголь
53
Тайкинская
1
2420+12,3
К] 8(1 песчаник с углем
54
Тайкинская
1
2420+15,0
К, 8(1 Песчаники с прослоями угля 0,50
блестящего, слабо трещиноватого.
мкЛд)
55
Тайкинская
4
2690+24,7
Алевролит выветрелый зеленый с
К1 3(1 прослоем угля, трещ.иноватого, 0,42
блестящего.
ПК(Б)
56
Турковская
2
3397+13,4
12 т 1
57
Турковская
1
3356,1+3,0
12 т 1
58
Турковская
2
2504+4,9
К, 3(1
59
Турковская
2
2832+5,5
К] псЬ Серый алевролит с включениями 0,54
угля трещиноватого, блестящего,
слабо выветрелого.
Углистый
аргиллит
блестящим, хрупким.
с
мк.Чд)
ПК(Б)
0,48
ПК(Б)
0,46
ПК(Б)
углем 0,85
МК1^(Г)
0,69
МК,\Г)
Уголь черный, блестящий, слабо
трещиноватый, хрупкий.
Серый алевролит с включением,
прослоем,
отпечатком 0,51
растительного
детрита,
угля
блестящего.
мкЛд)
МК/(Д)
101
сква­ Глубина
жина отбора, м
продолжение таблицы 7
Градация
Литология
К°, % катагенеза
ОВ
Возраст
Ып/п
Площадь
60
Турковская
2
3397+13,4
61
Ушаковская
10
2568+3,6
62
Ушаковская
1
3280,9+6,8
12т1
63
Ушаковская
1
3380,9+7,8
0,73
МК,2(Г)
64
Ушаковская
1
3738,5-1,2
0,73
М К 1 ^ )
65
Ушаковская
1
3763,9+2,7
1,02
МК2(Ж)
66
Ушаковская
3
2564+4,0
0,42
ПК(Б)
67
Ушаковская
10
2355+8,4
алевролит
с
тонкими
12 т 1 Серый
прослоями блестящего угля.
12 УШ песчаник с углем
Углистый аргиллит с отпечатками
детрита
12 УШ растительного
углефицированного блестящего
Черный, блестящий, плотный уголь
(сильно
углистый
аргиллит),
К] 8ё
нетрещиноватый
с раковистым
изломом.
Серый алевролит с отпечатками
к, 8(1 углефицированного
детрита
черного, блестящего.
0,53
мкЛд)
68
Ушаковская
10
2568+0,3
к, 8(1 уголь
0,58
мкЛд)
69
Ушаковская
10
2568+3,6
к, зё
мкЛд)
70
Ушаковская
10
2660+0,1
К1
Углистый арг. с углем, плотным, 0,52
блестящим, с раковистым изломом.
Песчаник св.-с, с прослоями угля,
5(1 блестящего, трещиноватого, слегка 0,58
выветрелого
мк.Чд)
71
Ушаковская
11
2637,7+1,6
К1
72
Ушаковская
11
2637,7+4,2
К1
73
Хабейская
2
2445+5,0
т
74
ЮжноНосковская
318
1793+3,6
К] тсЬ
75
ЮжноНосковская
318
1812+4,9
76
ЮжноНосковская
318
2597+6,0
К1Ьк
77
ЮжноНосковская
318
2626-3,2
К1Ьк
78
ЮжноНосковская
318
4130+0,5
79
Яровская
2
3746,8+8,2
80
Яровская
2
3350+10,9
81
Яровская
2
3509-3,2
аргиллит
с
углем 0,84
т 1 Углистый
блестящим, хрупким.
Углистый
аргиллит
с
углем
К, 8(1 плотным, блестящим, с раковистым 0,49
изломом.
¡2
8С1
Углистый алевролит с отпечатками
растительного детрита и углем 0,69
трещиноватым блестящим
Алевролит св.-с. с прослоем угля 0,51
черного, блестящего, плотного.
8(1 песчаник с прослоями углистоглинистого вещества
песчаник с углем
песчаник с углем и отпечатками
углистого вещества
песчаник
с
12 т 1 Мелкозернистый
отпечатками углистого детрита.
Серый алевролит с прослоем угля,
12 1п блестящего,
черного,
трещиноватого, выветрелого.
Сильно углистый аргиллит легкий,
12 т 1
блестящий.
12 т 1 алевролит с прослоями углистослюдистого материала
ПК(Б)
МК.^Г)
МК,'(Д)
0,58
мкЛд)
0,58
МК,'(Д)
0,46
уголь в песчанике
Песчаник
среднезернистый
с
отпечатками
углефицированного
К] тсЬ
0,45
детрита и трещиноватым углем
черным, блестящим, выветрелым.
уголь в песчанике
МК,^(Г)
ПК(Б)
ПК(Б)
0,6
МК,'(Д)
0,6
мкЛд)
1,44
МКз'(К)
1,1
МК2(Ж)
0,6
мкЛд)
0,73
МК12(Г)
102
Таблица 8
Показатель преломления витринита (МУ!) И соответствующие ему
значения
и Т т а х по опубликованным и фондовым данным
(Афанасенков, 1984; Богородская, Соболева, 1983; Данюшевская и др. 1968;
Скважины
Балахнинская 1
Балахнинская 1
Балахнинская 1
Балахнинская 2
Балахнинская 3
Балахнинская 3
Большелайдинская 1
Большелайдинская 1
Джангодская 1
Джангодская 2
Джангодская 2
Джангодская 2
Джангодская 2
Джангодская 2
Джангодская 2
Джангодская 5
Джангодская 5
Долганская 2
Долганская 2
Долганская 2
Долганская 2
Зимняя 1
Зимняя 1
Зимняя 1
Зимняя 1
Зимняя 1
Зимняя 1
Зимняя 1
Зимняя 2
Зимняя 3
Зимняя 5
Зимняя 5
Казанцевская 1
Казанцевская 4
Казанцевская 4
Казанцевская 4
Казанцевская 4
Казанцевская 4
Казанцевская 5
Казанцевская 5
Казанцевская 5
Казанцевская 6
Казанцевская 6
Майская 1
Майская 1
Майская 1
Майская 1
Майская 1
Майская 1
Майская 1
Майская 1
Мессояхская 1
Глубина, м Возраст
2181
1,Ь1
1836,5
11Ь1
2400,8
1^1
1630,6
12Ут
4172
3362,5
11Ь1
1371 1з-К1 jan
1302-1309 К 1 П с Ь
1020 К 1 5 ё
750 К^'ак
1000 К, 5С1
1415-1420 Тз-К] jan
1526+2,0
1з88
2498+1,0
12т1
3005+2,7
12 у т
942 К1тс11
1227 1з-К1 ]ап
1050 К18а
1370 1з-К1 ]ап
2045 1з-К1 ]ап
2180 12т1
845 К11ак
1307 К1тс11
1795 К1пс11
1990 Тгш!
2000 12т1
1988-1994 12т1
2802-2814 111У
2230 12 у т
544 К1.2 (11
1810
1810+1,4
1з5М
3026 1з-К1 ]ап
758 Кгёг
1477 К, ]ак
1895 К1тс11
2386 К,5(1
2506 к,8а
2266 К18ё
2420 К,8(1
2574 К,8(1
2795 К1пс11
2795 К 1 П с Ь
1190 К 1 )ак
1245 К, 1ак
1440 К1тс11
1500 К1тс11
1650 К18(1
2900
2206-2241 1з-К1 ]ап
2655-2663 12т1
729 К2(1Г
Порода
гл. алевролит
гл. алевролит
гл. алевролит
гл. алевролит
алевролит
гл. алевролит
гл. алевролит
гл. алевролит
алевролит
гл. алевролит
гл. алевролит
угл. аргиллит
гл. алевролит
гл. алевролит
аргиллит
аргиллит
КУ1
1.74
1.74
1.76
1.72
1.83
1.79
1.686
1.69
1.685
1.7
1.68
1,650-1,738
1.74
1.77
1.77
1.741-1.762
1.741
1.686-1.701
1.711-1.723
1.741-1.762
1.729-1.741
1.7
1.73
1.736-1.741
1.736
1.73
1.736
1,754-1,762
1.762-1.781
1.698
1.76-1.78
1.77
1.731-1.741
1.697
1.411
1.711
1.723-1.731
1.743-1.749
1.711-1.723
1.723-1.731
1.723
1.749-1.76
1.74
1.719
1.737-1.754
1.733
1.69
1.728
1.76
1.767
1,754-1,767
1.676-1.686
к", % Т тах,"С
0.5
0.5
0.62
0.45
0.98
0.75
0.35
0.35
0.35
0.39
0.35
0.5
0.52
0.67
0.67
0.54
0.49
0.36
0.42
0.58
0.47
0.39
0.46
0.49
0.48
0.46
0.52
0.6
0.63
0.35
0.63
0.67
0.49
0.35
0.4
0.4
0.46
0.52
0.42
0.46
0.43
0.48
0.49
0.42
0.52
0.46
0.35
0.45
0.62
0.65
0.65
0.35
427
427
431
422
454
444
416
416
416
419
416
426
429
439
439
429
426
416
421
432
424
419
424
426
424
424
429
435
436
418
436
439
426
418
420
420
424
428
421
424
422
424
426
421
428
424
418
423
436
437
437
418
103
Скважины
Мессояхская 1
Мессояхская 1
Мессояхская 1
Мессояхская 1
Мессояхская 1
Мессояхская 1
Мессояхская 1
Мессояхская 1
Мессояхская 1
Нижнехетская 1
Нижне-Хетская 1
Нижнехетская 2
Нижнехетская 3
Озерная 1
Озерная 2
Озерная 4
Озерная 4
Озерная 8
Пеляткинская 2
Пеляткинская 5
Пеляткинская 6
Пеляткинская 6
Пеляткинская 6
Пеляткинская 6
Пеляткинская 6
Пеляткинская 6
Пеляткинская 8
Пеляткинская 9
Рассохинская 1
Рассохинская 1
Рассохинская 1
Рассохинская 1
Рассохинская 1
Рассохинская 1
Скважины
Семеновская 1
Семеновская 1
Семеновская 1
Семеновская 1
Семеновская 1
Семеновская 2
Семеновская 2
Соленинская 10
Соленинская 14
Соленинская 14
Соленинская 14
Соленинская 17
Соленинская 2
Соленинская 2
Соленинская 3
Соленинская 3
Соленинская 3
Соленинская 5
Соленинская 5
Средне-Яровская 1
Средне-Яровская 1
Возраст
Глубина, м
1300 Ki.jak
1458 Kijak
1470 K.jak
1703 Kimch
2105 Kisd
2297 K.nch
2401+1,4
Jzml
2442,5+2,7
J2ml
2446,9+1,5
1439-1447
h vm
1861-1864
J,lv
888-894
J 3 - K 1 jan
989 Jssg
1675 Kimch
2372 K,sd
2378 KiSd
2390 Kisd
3302+2,4
J 3 - K 1 jan
2575 Kisd
2427 Kisd
2366 K,sd
2421 Kisd
2441 Kisd
2600 Kisd
2612 Kisd
2667 Kisd
2665 K,sd
2440 Kisd
1565 J2.3tC
2256 J 2 m l
2256 J 2 m l
J 3 - K 1 jan
1163-1181
2057-2130
J2ml
3021,2-3025 Ji-2ld
Возраст
Глубина, м
800 Kijak
900 Ki.jak
1475 Kisd
1750 J 2 m l
Jjln
1881-1889
2246-2300
Jidg
2406-2413
Jidg
2330 K, sd
2267 Ki sd
2330 K, sd
2335 K, sd
1520 Kijak
2374 K, sd
2460 Ki sd
1549 Kimch
1559 Kimch
2263 K, sd
2310 Ki sd
2350 Ki sd
3130+0
Kinch
K,nch
3258+5,0
Порода
алевролит
алевролит
алевролит
гл. алевролит
гл. алевролит
глина
гл. алевролит
аргиллит
гл. алевролит
гл. алевролит
гл. алевролит
Порода
гл. алевролит
гл. алевролит
гл. алевролит
гл. алевролит
гл. алевролит
аргиллит
продолжение таблицы 8
N vt
R", % Т max,"C
1.703
0.39
419
0.4
1.707
420
1.703-1.711
0.4
420
0.54
429
1.75
424
1.723-1.739
0.45
425
1.729
0.48
1.754
435
0.6
1.767
437
0.65
1.77
0.66
438
1.74
0.52
429
432
1.75
0.58
0.4
416
1,710-1,725
1.701
419
0.39
426
1.736
0.49
1.74
426
0.49
423
1.731-1.733
0.45
426
1.731-1.746
0.49
1.78
0.7
440
423
1.729
0.45
1.711-1.723
0.42
421
1.710-1.723
0.42
421
0.42
421
1.718
424
1.728
0.46
424
1.711-1.731
0.46
1.731-1.743
0.49
426
424
1.73
0.46
1.73-1.738
424
0.47
424
1.723-1.731
0.46
1.711-1.723
0.42
421
425
1.73
0.49
425
1.73
0.49
425
1.735
0.49
425
1.73
0.49
440
1.78
0.7
R", % Т max,"C
Nvt
1.703
0.39
419
1.737-1.754
0.52
428
1.711-1.723
0.42
421
1.74
0.52
429
425
1.725
0.48
1.762
0.62
436
0.62
436
1.76
0.4
420
1.708
1.738-1.771
0.62
435
1.708-1.723
0.42
421
1.731-1.743
427
0.5
1.712-1.721
0.41
420
1.72
0.42
421
1.743-1.749
429
0.53
420
1.711
0.4
0.4
420
1.702-1.711
1.738-1.771
0.62
435
426
1.731-1.738
0.49
1.708-1.723
0.42
421
437
1.767
0.65
438
1.767
0.66
104
Скважины
Средне-Яровская 1
Средне-Яровская 1
Суходудинская 1
Суходудинская 1
Суходудинская 3
Суходудинская 3
Суходудинская 3
Суходудинская 3
Суходудинская 3
Танамская 1
Тундровая 1
Тундровая 1
Тундровая 1
Тундровая 1
Тундровая 1
Тундровая 1
Тундровая 1
Ю-Соленинская 23
Ю-Соленинская 24
Ю-Соленинская 24
Глубина, м Возраст
3277+2,5
К,пс11
3291+0,5
К1пс11
1350 11т1
1123-1130 1з-К1 )ап
715 К1 5(1
1000 К|Пс11
1415 121П
1645
1644-1649
2709,7+1,2 К1511
623 121П
700
890
1086 11С1й
1196
1380
1625 1,1У
К1пс11
2717+4,6
2770+3,0
1,т1
3171,4+0,3
Порода
гл. алеврол.
гл. алеврол.
гл. алевролит
гл. алевролит
ал. аргиллит
ал. аргиллит
ал. аргиллит
ал. аргиллит
продолжение таблицы 8
К°, % Т тах,''С
1.76
0.62
436
1.764
0.65
437
0.44
422
1.711-1.729
0.35
416
1.69
0.4
420
1.71
1.69
0.35
418
1.741
0.49
425
1.73
425
0.49
1.73
0.49
425
1.77
0.67
439
1.702-1.710
419
0.39
1.686-1.702 0.28-0.39
419
1.702-1.711
0.39
420
1.703-1.710
419
0.38
1.710-1.723
0.42
421
1.702-1,707
0.38
419
1.723-1.736
0.49
425
0.52
1.74
429
0.62
1.76
436
1.762
0.63
436
105
ГЛАВА 3. КРАТКИЙ ОЧЕРК ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНРШ
В геологическом строении Енисей-Хатангского регионального прогиба и
северо-восточной части Западно-Сибирской плиты принимают участие отложения
от позднего протерозоя до кайнозойского периода.
Мощность мезозойско-
кайнозойского чехла в пределах прогиба достигает 8-10 км. Енисей-Хатангский
прогиб представляет собой краевую депрессию Сибирской платформы; на западе
сочленяется с Западно-Сибирской плитой, их граница условна и определяется по
смене
субмеридиональных
простираний
структур
плиты
на
субширотные
(А.В.Тальвирский, 1976). Границы с платформенной структурой Тунгусской синеклизы на юге и с Таймырской складчатой областью на севере проводятся по вы­
клиниванию мезозойских отложений, слагающих осадочное выполнение бассейна.
На востоке Енисей-Хатангский прогиб граничит с Анабаро-Хатангской седлови­
ной.
3.1. Стратиграфия мезозойских отложений
Наиболее значительный вклад в изучение стратиграфии и литологии Запад­
но-Сибирского бассейна и Енисей-Хатангского прогиба внесли Н.Н.Ростовцев,
И.И. Нестеров, Н.И.Байбародских, В.С.Бочкарев, Г.К.Боярских, Ю.В.Брадучан,
Е.Г.Бро, А.А.Булынникова, А.А.Герке, И.С.Грамберг, В.В.Гребенюк, С.Н. Гудкова,
Ф.Г.Гурари, Т.М.Емельянцев, И.Г.Зальцман, Г.Н.Карцева, Е.П. Колокольцева,
Л.Л.Кузнецов, Н.Х.Кулахметов, П.Ф.Ли, В.Д.Накоряков, А.Н. Резапов, З.З.Ронкина,
В.Н.Сакс, Д.С.Сороков, С.Б.Шацкий, Н.И.Шульгина и др.
Мезозойско-кайнозойский структурный этаж сложен морскими, прибрежно-морскими, лагунными и континентальными осадками юры и мела, на размытой
поверхности которых залегает почти сплошной покров плиоцен-четвертичных от­
ложений. Разрезы юры и мела характеризуются ритмичным чередованием глини­
стых и песчаных толщ, что создает благоприятные предпосылки для образования и
сохранения нефтяных и газовых залежей.
Стратиграфическое расчленение исследуемой территории дается в соответ­
ствии с решениями стратиграфического совещания (Решения стратиграфического
совещания, Тюмень, 1991).
106
3.1.1. Триасовая система (Т)
Нижний-средний
триас
представлен эффузивно-аргиллитовым
ком­
плексом отложений. В Енисей-Хатангском прогибе это туфы, туффиты с прослоя­
ми туфогенных песчаников и аргиллитов мощностью до 368 м (Волочанская сква­
жина 2). В разрезе Тюменской сверхглубокой скважины выделяется к р а с н о с е л ь купская серия мощностью 886 м, в составе которой выделяются к о р о т ч а е в ская и хадырьяхская свиты.
Отложения с р е д н е г о - в е р х н е г о
т р и а с а (Т2.3) представлены терри-
генным комплексом тампейской серии и вскрыты единичными скважинами в
Енисей-Хатангском прогибе и на Западно-Сибирской плите. Разрез представлен
преимущественно плотными трещиноватыми алевролитами в различной степени
глинистыми с прослоями аргиллитов и зеленовато-серых песчаников. Встречаются
линзы известняков, углефицированный растительный детрит. Мощность отложе­
ний тампейской серии в Енисей-Хатангском прогибе варьирует от 728 м до 1380 м.
В разрезе Тюменской сверхглубокой скважины тампейская серия имеет мощность
836 м и включает пурскую, варенгаяхинскую и витютинскую свиты (Тюменская
сверхглубокая скважина, 1996). По данным сейсморазведки, в центральных по­
груженных зонах севера Западно-Сибирской плиты мощность тампейской серии
достигает 6000 м.
На триасовых образованиях с угловым несогласием залегает юрский ком­
плекс отложений.
3.1.2. Ю р с к а я
система.
Нижняя юра.
З и м н я я с в и т а ( 1 1 1 1 - 1 1 р 1 ) . Разрез свиты сложен чередующимися пач­
ками песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями конгломератов и гравели­
тов. Породы содержат многочисленные обугленные и сидеритизированные расти­
тельные остатки, раковины пелеципод, конкреции сидерита и пирита. Максималь­
ная вскрытая мощность 978 м (разрез
скважины Малохетской 14). Аргиллиты
темно-серые, массивные, песчаники серые, реже бурые. На Уренгойском месторо­
ждении мощность зимней свиты составляет 354-471 м. В разрезе Тюменской сверх-
107
глубокой скважины возрастным аналогом зимней свиты является береговая свита
мощностью 224 м.
Левинская
свита
( J i p i . 2 ) сложена аргиллитами буровато-серыми,
темно-серыми с подчиненными прослоями конгломератов, песчаников, и алевро­
литов. Аргиллиты темно-серые, массивные, участками тонкослоистые, встречаются
прослои угля. Отложения свиты частично или полностью размыты на Малохетском
валу, на Волочанском валу мощность свиты достигает 270 м. На Уренгойском ме­
сторождении мощность свиты достигает 92 м. В разрезе Тюменской сверхглубокой
скважины отложения плинсбахского яруса представлены ягельной свитой мощно­
стью 150 м.
Джангодская
свита
( J i P i - t i ) представлена аргиллитами и алевро­
литами темно-серыми, микротрещиноватыми, нечеткослоистыми с прослоями пес­
чаников в нижней части толщи.
Свита имеет трехчленное строение. Нижняя подсвита представлена песча­
никами и алевролитами с редкими прослоями аргиллитов. Средняя подсвита, сло­
женная глинами и аргиллитами, известна под названием "китербютский горизонт",
ее мощность составляет 20-50 метров. Верхняя подсвита сложена алевропесчаными
породами с прослоями аргиллитов. Мощность джангодской сврггы в восточной час­
ти Енисей-Хатангского прогиба в разрезе Логатской скважины составляет 88 мет­
ров, на Волочанском валу мощность свиты увеличивается до 660 м. В северо­
восточной части Малохетского вала в разрезе Суходудинской скважины 2 мощ­
ность свиты составляет 8 м, в юго-западной части Малохетского вала мощность
джангодской свиты увеличивается до 370 м в Тампейской скважине.
Балахнинская
свита
(Jihi-t2). Распространена в восточной части
Енисей-Хатангского прогиба, на Балахнинском валу. Свита является возрастным
аналогом зимней, левинской и джангодской свит. Сложена однообразной толщей
глинистых пород, переслаивающихся с глинистыми алевролитами с редкими про­
слоями песчаников. Аргиллиты темно-серые, с буроватым и зеленоватым оттен­
ком, слабослюдистые, с глинисто-слюдистым цементом. Алевролиты и песчаники
серые, мелкозернистые, слабопористые. Мощность свиты в скважине Балахнинской 3 составляет 1819 метров.
108
Нижняя-средняя
юра. Лайдинская
свита
(hh-h^l) представ­
лена аргиллитами темно-серыми, буровато-серыми с редьсими прослоями песчани­
ков и алевролитов. По всему разрезу присутствуют углефицированные раститель­
ные остатки, конкреции сидерита и пирита, прослои глинистого сидерита. Породы
темно-серые, буровато-серые, слюдистые, в средней части алевритистые с глини­
сто-слюдистым цементом, углефицированным растительным детритом. Мощность
свиты в пределах Курьинского куполовидного поднятия составляет 124-156 м, в
юго-западной части Малохетского вала мощность лайдинской свиты уменьшается
до 22 м. На Уренгойском месторождении мощность лайдинской свиты изменяется
от 18 до 68 м.
В разрезе Тюменской сверхглубокой скважины в объеме джангодской и
лайдинской свиты выделяется котухтинская свита мощностью 604 м.
Средняя юра.
В ы м о к а я с в и т а О2^2-^11). Представлена чередованием пачек песча­
ников, алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Песчаники светло­
серые, иногда известковистые или каолинизированные. В породах присутствуют
многочисленные мелкие обугленные растительные остатки. Глинистые разности
темно-серые, плотные, песчанистые. Мощность свиты изменяется от 40 м в разре­
зе Суходудинской 2 скважины до 344 м на Курьинском куполовидном поднятии.
На Уренгойском месторождении мощность вымской свиты составляет 310-424 м.
Леонтьевская
свита
02Ь}\.2)
сложена глинисто-ал евро литовыми
породами общей мощностью от 68 м в разрезе скважины Майской 1 до 243 м на
Джангодской площади. На Уренгойском месторождении мощность леонтьевской
свиты составляет 48-83 м
М а л ы ш е в с к а я с в и т а (J2bj2-kl) представлена чередованием пачек пес­
чаников, алевролитов и глинистых пород. В разрезе свиты преобладают песчаники.
Породы волнисто- и горизонтальнослоистые, встречаются прослои и включения
углефицированного растительного детрита, углистых аргиллитов и алевролитов,
линзы углей. Среди песчаников встречаются известковистые разности. Глинистые
породы представлены аргиллитами, аргиллитоподобными глинами. Мощность сви­
ты изменяется от 158 до 335 м в западной части Енисей-Хатангского прогиба и от
109
408 на Курьинском куполовидном поднятии до 1113 м на Балахнинском валу. На
Уренгойском месторождении мощность малышевской свиты составляет 202-305 м.
Тюменская свита
a2-h кО в ы д е л я е т с я в с е в е р о - в о с т о ч н о й ч а с ­
ти З а п а д н о - С и б и р с к о й плиты и представлена частым переслаиванием песча­
ников, алевролитов, песков, глин с значительным содержанием обугленного детри­
та и прослоев углистых аргиллитов. Песчаники светло-серые, полимиктовые,
кварц-полевошпатовые, мелко-среднезернистые, в большинстве глинистые, раз­
личной степени крепости с значительным
содержанием обугленного детрита. В
разрезе присутствуют пачки светло-серых до белых, каолинизированных, часто известковистых, массивных песчаников. Алевролиты серые, светло-серые, часто с
буроватым оттенком, часто слюдистые, различной степени уплотнения,
с расти­
тельным детритом. Аргиллиты черные, темно-серые с буроватым оттенком. Мощ­
ность тюменской свиты в пределах Пакулихинской моноклинали 336-678 м; в раз­
резе Тюменской сверхглубокой скважины мощность тюменской свиты составляет
628 м.
Средняя-верхняя
ТзО])представлена
юра.
Точинская
алевролитами темно-буровато-серыми,
свита
(12к1-
зеленовато-серыми,
плохо отсортированными с прослоями аргиллитоподобных глин и редко песчани­
ков. Аргиллиты и алевролиты темно-серые, плитчатые, плотные с обломками фау­
ны. Мощность свиты изменяется от 21 метра (скв. Суходудинская 1) до 340 м (скв.
Джангодская 4).
Верхняя юра
С и г о в с к а я с в и т а (1з01 -1зкт1). Представлена песчаниками и алевроли­
тами серовато-зелеными, зеленовато-бурыми, черно-зелеными, с прослоями аргил­
литоподобных глин. Породы содержат конкреции сидерита, остатки фауны и обуг­
ленный растительный детрит. Песчаники залегают пачками мощностью до 20-25
метров, обогащены глинистым материалом, по простиранию нередко переходят в
алевритистые глины, аргиллитоподобные глины и редко в аргиллиты. Мощность
свиты изменяется от 12 м в разрезе скважины Зимней 4 до 294 м в разрезе Туруханской опорной скважины.
110
В а с ю г а н с к а я свита (Тг к2-1з 02) распространена в центральной части За­
падно-Сибирской плиты. Она подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита
васюганской свиты представлена глинами темно-серыми и черными с неровным
изломом, с прослоями битуминозных глин мощностью 2-3 см, с прослоями серых
кварц-полевощпатовых и кварц-глауконитовых песчаников и алевролитов с линзовидно-прерывистой слоистостью. Породы местами слабоизвестковистые. На плос­
костях напластования присутствует растительный детрит. Верхняя подсвита пред­
ставлена полимиктовыми серыми и светло-серыми песчаниками с линзовидными
прослоями глин. Мощность васюганской свиты в разрезе Тюменской сверхглубо­
кой скважины составляет 128 м.
Георгиевская
свита (1з к т ) развита в центральной части Западно-
Сибирской плиты. Отложения свиты представлены глинами черными с прослоями
битуминозных разностей и растительным детритом на плоскостях напластования.
Мощность свиты 0-17 м.
Верхняя юра - нижний мел.
Яновстанская
свита
(1зкт1-К1Ь1). Сложена аргиллито-подобными
глинами темно-серыми, почти черными, зеленовато-черными, с пачками и про­
слоями алевролитов темно-серых, зеленовато-серых, песчаников серых и зеленова­
то-серых, часто глауконитовых. Породы содержат включения пирита, пиритизированные растительные остатки. Максимальная вскрытая мощность свиты составляет
703 м на Долганской площади.
Б а ж е н о в с к а я свита (1зУ-К1Ь1) развита на территории Западно-Сибирской
плиты и представлена черными битуминозными гидрослюдистыми глинами, ино­
гда плитчатыми, чаще массивными. Мощность свиты изменяется от 10-15 до 60 м.
На обширной территории центральных районов Западно-Сибирского бассейна от­
ложения свиты нефтеносны.
Гольчихинская
с в и т а (12 к - К 1 Ь 1 ) . Сложена преимущественно гли­
нистыми породами. Аргиллиты, алевролиты темно-серые до черных, плитчатые.
Песчаники серые, мелкозернистые, глинистые, слабоизвестковистые. В восточной
части Енисей-Хатангского прогиба мощность свиты достигает 848 м (ЗападноКубалахская скважина). В пределах Центрально-Таймырского мегапрогиба мощ-
111
ность свиты достигает 263 м (Дерябинская скважина 5). В Восточно-Носковской
впадине на Пайяхской структуре мощность гольчихинской свиты составляет 703 м.
3 .1.3 . М е л о в а я
система.
Нижний мел.
Н и ж н е х е т с к а я с в и т а ( К 1 Ь - К 1 У 1 ) представлена чередованием пачек
алеврито-песчаных и глинистых пород. Аргиллиты и алевролиты темно-серые, зе­
леновато-серые, слюдистые, тонкослоистые. Песчаники светло-серые, зеленоватосерые, мелкозернистые, иногда известковистые, с обломками фауны. Мощность
свиты в восточной части Енисей-Хатангского регионального прогиба достигает
1358 м в Дудыптинско-Жданихинском мегапрогибе, в западной части ЕнисейХатангского прогиба максимальная мощность составляет 897 м в разрезе скважины
Паютской 1. В пределах Большехетской структурной террасы мощность свиты
достигает 592 м (Лодочная скважина 6).
В погруженных областях Западной части Енисей-Хатангского прогиба вме­
сто нижнехетской свиты (Рещения
Тюмень, 1991) предложено выделить шу-
ратовскую свиту (берриас-нижний валанжин), которая представлена переслаива­
нием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Глинистые разности темно-серого
цвета, тонкослоистые. Песчаники светло-серые, алевролиты серые, темно-серые,
глинистые. Для шуратовской свиты характерна большая мощность глинистых по­
род, чем в нижнехетской свите. Общая мощность шуратовской свиты достигает
1092 м в Западно-Носковской впадине.
В западной части Пур-Тазовской НТО выделяется м е г и о н с к а я
(К1Ь-К1У1),
свита
которая представлена аргиллитоподобными глинами с пластами
песчаников в нижней части (ачимовская пачка), имеющими клиноформное строе­
ние. Мощность свиты в разрезе Тюменской сверхглубокой скважины составляет
603 м.
С у х о д у д и н с к а я с в и т а ( К 1 V 1 - К 1 Ь 1 ) . Отложения свиты представле­
ны чередованием пачек песчаников, алевролитов и глин, преобладают алевритопесчаные породы. Песчаники серые до темно-серых, мелкозернистые, аргиллиты и
алевролиты темно-серые, зеленовато-серые, плотные, слюдистые. Породы нерав­
номерно карбонатизированные. Внутри свиты выделяется глинистая пачка мощно-
112
стью 150-200 м - «пеляткинские слои». Мощность свиты изменяется от 114 м до
1167
м. В погруженных областях Западной части Енисей-Хатангского прогиба
(Аномальная, Южно-Носковская, Дерябинская площади) в объеме верхнего валанжина-нижнего готерива выделяется б а й к а л о в с к а я свита, представленная пере­
слаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов (Решения
Тюмень, 1991).
Песчаники серые, мелкозернистые, глинистые, встречаются известковистые разно­
сти. Алевролиты и аргиллиты серые, темно-серые, местами тонкослоистые, содер­
жат обугленные остатки и обломки фауны. Мощность байкаловской свиты изменя­
ется от 223 до 697 м.
Ю р а ц к а я свита (Kib-Kihi) выделяется в северо-восточной части ЗападноСибирской плиты и сложена преимущественно песчано-алевролитовыми породами
с редкими линзовидными прослоями серых глин. Мощность свиты на Пакулихинской моноклинали изменяется от 171 до 405 м.
Малохетская
с в и т а (Kihi-KiaO сложена песчаниками с подчиненны­
ми прослоями алевролитов, аргиллитов и глин с линзами углей. Алевролиты и ар­
гиллиты серые и темно-серые, песчаники светло-серые кварц-полевошпатовые
слабо-сцементированные. Встречаются прослои и включения углистого черного
материала. Мощность свиты в разрезах скважин Енисей-Хатангского прогиба со­
ставляет 58-524 метра, на Большехетской структурной террасе 150-400 м, в преде­
лах Пакулихинской моноклинали мощность изменяется от 108 в Ермаковской 1
скважине до 260 в Туруханской опорной скважине. Возраст свиты определен по
спорово-пыльцевым комплексам.
В центральных и северных районах Западно-Сибирской плиты выделяется
вартовская свита (KiV2-Kibr2). Мощность свиты в разрезе Тюменской сверхглубо­
кой скважины составляет 856 м.
Я к о в л е в с к а я свита (Kia2-Kiali) залегает согласно на малохетской свите
и представлена переслаиванием пачек темно-серых до черных, плитчатых, тонкос­
лоистых аргиллитов, серых
глинистых алевролитов
и светло-серых
кварц-
полевошпатовых песчаников. В породах часто встречаются отпечатки и включения
обугленных растительных остатков, прослои и линзы угля, на плоскостях напла­
стования отмечаются намывы углисто-глинистого материала. Разрез свиты разде-
113
ляется по литологическим особенностям на две толщи - нижнюю угленосную и
верхнюю - песчано-глинистую. Мощность прослоев углей колеблется от несколь­
ких сантиметров до 5-6 метров. Мощность свиты достигает на Большехетской
структурной террасе 718 м, в Енисей-Хатангском прогибе мощность изменяется от
30 M на Гольчихинской площади до 572 м в разрезе Яровской скважины 2. Возраст
свиты определяется по многочисленнвм остаткам флоры и спорово-пыльцевым
комплексам.
Долганская свита (Kial2-K2s) согласно залегает на яковлевской свите и
сложена преимущественно песчаными породами. Подчиненное значение имеют в
разрезе пачки глин и алевролитов. Пески и песчаники залегают пачками мощно­
стью до нескольких сот метров. Алевриты и глины частично каолинизированы, го­
ризонтально слоистые. В песчаниках встречаются известковистые и сидеритовые
конкреции. Общая мощность свиты достигает 515 м в пределах
Енисей-
Хатангского прогиба (Средне-Пясинская площадь), 149-350 м на Большехетской
структурной террасе. Возраст свиты определен по спорово-пыльцевым комплек­
сам.
Покурская свита (Kia2-K2s) распространена на большой территории Запад­
но-Сибирской плиты и представлена чередованием глин, алевролитов, песков и
песчаников с преобладанием песчаников. В разрезе Тюменской сверхглубокой
скважины мощность покурской свиты составляет 944 м.
Верхний м е л .
Д о р о ж к о в с к а я свита (K2ti) представлена глинами и алевролитами с ред­
кими прослоями песков и песчаников. Свита выдержана по всей территории Енисей-Хатангского прогиба и является региональным флюидоупором. Мощность ее
составляет 37-144 м. В пределах Большехетской структурной террасы мощность
свиты составляет 76-113 м. Свита согласно перекрывает преимущественно песча­
ные породы долганской свиты. Возраст дорожковской свиты установлен по наход­
кам аммонитов, пелеципод и фораминифер.
На большей части Западно-Сибирской плиты отложения туронского яруса
представлены кузнецовской свитой (K2ti-K2t2), которая сложена преимущест­
венно темно-серыми гидрослюдистыми глинами, однородными, местами алевроли-
114
тистыми с пиритизированными растительными остатками и микрофауной. Мощ­
ность кузнецовской свиты в разрезе Тюменской сверхглубокой скважины состав­
ляет 68 м.
Н а с о н о в с к а я свита (К212-К281) согласно перекрывает отложения дорожковской свиты и представлена песками, алевритами, глинами. В строении свиты
выделяется три пачки: нижняя - песчаная, средняя - глинисто-алевритовая, верх­
няя - алевролитовая. Мощность свиты достигает 559 м (скважина Пайяхская 1).
В западной части Пур-Тазовской НТО и центральной части
Западно-
Сибирской плиты выделяется березовская свита (К212-К2кт2), которая представ­
лена преимущественно серыми слюдистыми алевритистыми глинами, местами пе­
реходящими в опоковидные глины и серые глинистые алевролиты. Мощность березовской свиты в разрезе Тюменской сверхглубокой скважине составляет 330 м.
С а л п а д и н с к а я свита (К2кт) согласно залегает на песчаных отложениях
насоновской свиты и выполнена глинистыми разностями пород с подчиненными
прослоями алевритов. Мощность свиты 46-190 м. Кампанский возраст свиты уста­
новлен по фауне аммонитов, фораминиферам и спорово-пыльцевым методом.
Т а н а м с к а я свита (Кгш) согласно залегает на салпадинской свите и сло­
жена песками, алевритами с прослоями фосфоритов. Мощность свиты, сохранив­
шаяся от предчетвертичного размыва, колеблется от 72 м (Зимняя скважина 6) до
560 в разрезе Лодочной скважины 6. Маастрихтский возраст отложений установлен
по находкам развернутых аммонитов и спорово-пыльцевым спектрам.
Ганькинская
свита (К2кт-К2с12) выделяется на территории Западно-
Сибирской плиты и сложена серыми монтмориллонитовыми глинами с незначи­
тельной примесью алевритового материала, с прослоями темно-серого известняка с
углистыми растительными остатками. Мощность свиты в разрезе Тюменской
сверхглубокой скважины составляет 359 м.
3.1.4. П а л е о г е н о в а я система
К э т п а р с к а я свита (Р-1<1) представлена светлыми каолинизированными
песками и алевритами с прослоями глин с растительным детритом и зернами янта­
ря, мощность 10-80 м.
115
На территории Западно-Сибирской плиты выделяются отложения называевской и некрасовской серий.
Называевская серия (р'з-р'з) сложена сероцветными и зеленоватыми гли­
нистыми, глинисто-кремнистыми, кремнистыми породами, которые на востоке и
севере замещаются глинисто-песчаными отложениями. Мощность серии до 800 м.
Серия разделяется на щесть горизонтов: марсятский, ивдельский, нижнелюлинворский, среднелюлинворский, верхнелюлинворский и чеганский.
Отложения некрасовской серии (Р^з-Р*з) представлены чередованием сероцветных песков, алевролитов и глин с прослоями бурых углей. Мощность ее дости­
гает 300 м. Некрасовская серия расчленяется на четыре горизонта: атлымский, новомихайловский, журавский и абросимовский.
В погруженных зонах северо-восточной части Пур-Тазовской НГО в разре­
зе Вадинской скважины и Тюменской сверхглубокой мощность палеогеновых от­
ложений достигает 600 м. В пределах Енисей-Хатангского регионального прогиба
палеогеновые отложения установлены по геологической съемке в пределах Диамутского и Агапского прогибов.
3.1.5. Неогеновая система
На территории Западно-Сибирской плиты неогеновые отложения представ­
лены неравномерным чередованием сероцветных песчано-глинистых пород с про­
слоями бурых углей и лигнитов бурлинской серии (М\-К^2)- Мощность серии до
250 м. Серия расчленяется на четыре горизонта: бещеульский, таволжанский, пав­
лодарский и кочковский.
3.1.6. Ч е т в е р т и ч н а я система
Ч е т в е р т и ч н ы е отложения в виде сплошного чехла покрывают почти
всю территорию Енисей-Хатангского регионального прогиба и Западно-Сибирской
плиты, с размывом залегают на различных слоях пород от юры до неогена, и пред­
ставлены ледниковыми и межледниковыми валунно-галечными образованиями,
чередующимися с морскими глинами, суглинками и песками. Мощность четвер­
тичных отложений достигает 200 м и более.
116
пз
5
си
Палеоген
О
Енисей-Хатангский прогиб и северо-восточная
часть Западно-Сибирской плиты
1
Ярус
о
Кэтпарская
10-100
Маастрихт
Танамская
72-560
кампан
сантон
Салпадинская
46-190
коньяк
Насоновская
109-560
турон
сеноман
Дорожковская
Долганская
37-144
альб
Яковлевская
нижний Датский
>s
s
мощность,м
Свита
X
о.
<и
ш
к
го
ш
о
§
149-703
30-718
апт
>х
баррем
Малохетская
I
I
Байкаловская
223-697 м
готерив
валанжин
берриас
58-524
Суходудинская
114-1167
Шуратовская
^Я §
ё- ^о 240-1092 м 100-1358
^
^
нижнехетская
I
волжский
з:
I
X
О-
ш
яновстанская
киммеридж
Оксфорд
00
59-703
га
12-294
сиговская
1
о;
го
О
О.
>s
s
&
21-340
келловей
точинская
бат
малышевская
104-1113
байос
леонтьевская
68-243
40-344
аален
вымская
лайдинская
тоар
джангодская
плинсбах
левинская
X
о.
о
X
s
X
о
го
^
о.
н
с-
синемюр
геттанг
ретский
верхний норийский
карнийский
ладинский
средний
анизийский
оленекский
нижний
индский
зимняя
22-156
8-660
Балахнинс- 47-270
кая 1819 м
180-937
к
о
К
ш о.
728-1380
Рис. 37. Стратиграфическая колонка мезозойских отложений ЕнисейХатангского регионального прогиба и северо-востока ЗападноСибирской плиты
117
3.2. Тектоника
Проблемы тектоники Западно-Сибирской плиты обстоятельно рассмотрены
в
работах
В.С.Бочкарева,
И.В.Дербикова,
Г.К.Боярских,
В.П.Казаринова,
В.В.Гребенюка,
А.Э.Конторовича,
Ф.Г.Гурари,
Н.Х.Кулахметова,
В.П.Маркевича, К.И.Микуленко, И.И.Нестерова, Н.Н.Ростовцева, М.Я.Рудкевич,
Ф.К.Салманова,
В.Г.Смирнова,
В.С.Старосельцева,
В.С.Суркова,
Д.Б.Тальвирского, А.А.Трофимука и других исследователей.
В пределах Западно-Сибирской геосинеклизы выделяются Внешний пояс и
Внутренняя область. Внутренняя область по современной гипсометрии подошвы
юрских отложений четко разделяется на северную - Ямал-Тазовскую депрессию и
южную - Обскую региональную ступень (Дербиков, Казаринов, 1952; Рудкевич,
1969). В данной работе рассматривается северо-восточная часть Ямал-Тазовской
депрессии, в пределах которой выделяются крупные замкнутые структуры I и II
порядков типа валов, мегавалов, мегапрогибов и прогибов. Более детально дается
характеристика тектонического строения Енисей-Хатангского прогиба.
Представления о строении Енисей-Хатангского регионального прогиба и
осложняюш,их его структур разного порядка основываются, главным образом, на
анализе материалов сейсморазведки,
бурения и аналогии с Сибирской платфор­
мой, Западно-Сибирской плитой и Таймырской складчатой системой. Вопросы
тектоники Енисей-Хатангского регионального прогиба рассмотрены в работах
И.И.Атласова, Н.И.Байбародских, Н.А.Гедройца, И.С.Грамберга, Р.М.Деменицкой,
Г.А.Дмитриевой,
Ю.Н.Кулакова,
В.Н.Сакса,
В.И.
Казаиса,
Д.П.Куликова,
М.Х. Сапира,
М.К.Калинко,
Г.П.Махотиной,
В.Н.Соколова,
Н.Е.Котт,
Л.Л.Кузнецова,
A . B . Пантелеева,
Н.А.Сягаева,
П.С.Пука,
Д.Б.Тальвирского,
А.П.Четвергова, Н.Г.Чочиа и других. В разрезе Енисей-Хатангского регионально­
го прогиба выделяются четыре структурных этажа ЛСосыгин, Трофимук, 1965;
Тальвирский, 1976/.
Нижний структурный этаж - это породы фундамента, представленные дис­
лоцированными
глубоко
метаморфизованными
образованиями
архейско-
нижнепротерозойского возраста. Глубина залегания фундамента в центральной
части прогиба достигает 10-15 км, на бортах уменьшается до 5-6 км.
118
Верхнепротерозойско-нижне-среднепалеозойский структурный этаж зале­
гает на нижнем с резким угловым несогласием. Кроме аналогий с соседними ре­
гионами, сведения о его составе получены при глубоком бурении в пределах Малохетско-Мессояхской гряды. Этот структурный этаж состоит из преимущественно
карбонатных и карбонатно-терригенных неметаморфизованных, но интенсивно
дислоцированных пород. По своему происхождению это нормально осадочный че­
хол, тождественный таковому на Сибирской платформе, но вовлеченный впослед­
ствии в сложные тектонические процессы, связанные с формированием ЕнисейХатангского регионального прогиба (Тальвирсьсий, 1976). Общая мощность - 4-6
км.
Верхнепалеозойско-нижнемезозойский структурный этаж частично вскрыт
в пределах Енисей-Хатангского регионального прогиба отдельными скважинами
на Рассохинском мегавалу, Малохетском валу, Верхне-Таймырской моноклинали и
представлен терригенными угленосными породами среднего-верхнего карбонаперми и вулканогенными пермско-нижнетриасовыми отложениями, общей мощно­
стью 5-7 км. Аналогичные отложения широко распространены на Сибирской плат­
форме и в южной части Таймырской складчатой системы.
Мезозойско-кайнозойский структурный этаж выполнен
преимущественно
терригенными породами среднего-верхнего триаса и юрско-мелового комплекса, а
также перекрывающими их четвертичными отложениями, залегающими со страти­
графическим, а в центральной части Енисей-Хатангского прогиба с угловым несо­
гласием на различных горизонтах нижнего триаса и перми. Данный структурный
этаж относительно хорошо изучен бурением и геофизическими работами.
Отложения трех нижних структурных этажей объединены в комплекс осно­
вания, а верхний структурный этаж составляет осадочный чехол (Нефтегазоносные
бассейны..,1994).
Тектоническая активизация в конце палеогена оказала значительное влия­
ние на формирование структур северо-востока Западно-Сибирской плиты и Ени­
сей-Хатангского регионального прогиба. На этой территории отмечаются
тельные суммарные амплитуды неотектонических поднятий
значи­
(Н.А.Флоренсов,
И.П.Варламов, 1970, 1981; Ю.А.Кулаков, 1984). Существенную роль в тектониче-
119
CROM строении территории играют разрывные нарушения. Наиболее протяженные
дизъюнктивы осложняют строение Малохетского вала и Рассохинского мегавала.
Разрывные нарушения ориентированы преимуш;ественно в соответствии с прости­
ранием струкрур I и II порядка и осложняют их присводовые и крыльевые участки.
Нарушения поперечного простирания имеют подчиненное значение.
В пределах изучаемой территории в мезозойских отложениях выделяются
следующие надпорядковые структуры: Енисей-Хатангский региональный прогиб,
Приенисейская моноклиза и Надым-Тазовская синеклиза. Краткое описание струк­
тур приводится по дежурной структурно-тектонической карте нефтегазоперспективных земель Красноярского края, под ред. А.К.Битнера, В.А.Кринина, 1994 г.
(рис. 38).
В составе Енисей-Хатангского регионального прогиба выделяются сле­
дующие структуры первого порядка.
Таймырский выступ относится к наиболее крупным положительным струк­
турам Енисей-Хатангского прогиба и представляет собой относительно простую
структуру, осложненную локальными выступами, формирование которых тесно
связано с движениями по разломам отдельных небольших блоков.
Янгодо-Горбитский выступ, возможно, представляет собой поперечный
элемент Таймырской складчатой системы, активизированный в период формиро­
вания осадочного чехла Енисей-Хатангского прогиба. Выступ хорошо выделяется
по всем основным сейсмическим горизонтам. По данным анализа гравитационных
и магнитных полей, бортовые участки выступа осложнены разрывными наруше­
ниями.
В центральной части Енисей-Хатангского прогиба выделяется ЦентральноТаймырский мегапрогиб, который имеет субширотное направление и включает
структуры второго порядка - Гыданскую зону поднятий, Дерябинский выступ, Танамскую структурную террасу, Западно-Носковскую и Восточно-Носковскую впа­
дины, Агапский и Пайтурминский прогибы.
Южнее Центрально-Таймырского мегапрогиба располагается Рассохинский мегавал, представляющий собой узкое, вытянутое поднятие. Протяженность
его более 500 км при ширине 25-30 км. Основная часть мегавала ориентирована в
120
субширотном направлении. Здесь выделяются Озерный полувал, Тундровый вал,
Волочанский вал. Восточная часть структуры (Курьинское куполовидное подня­
тие) характеризуется северо-восточным простиранием. Вдоль южного борта Рассохинского мегавала прослеживается крупное разрывное нарушение (или серия на­
рушений), осложняющее на отдельных участках всю толщу юрско-меловых обра­
зований. Значительная раздробленность пород отмечается в пределах Курьинского
куполовидного поднятия.
К Рассохинскому мегавалу с востока примыкает Балахнинский мегавал, ко­
торый по сейсмическим горизонтам представляет собой вытянутую структуру се­
веро-восточного простирания и имеет блоковое строение. В составе Балахнинского мегавала выделяются структуры второго порядка - Кубалахский, Балахнинский,
Владимирский валы и Таридский прогиб.
Непосредственно с юга Рассохинский мегавал граничит с ДудыптинскоЖданихинским мегапрогибом по крупному разлому.
Глубина залегания юрских
отложений в наиболее погруженных северных участках мегапрогиба достигает 10
км. В составе Дудыптинско-Жданихинского мегапрогиба выделяются отрицатель­
ные структуры второго порядка - Дудыптинский, Диамутский, Боганидский, Жданихинский прогибы.
Северо-Сибирская моноклиналь обрамляет Сибирскую платформу с севера.
В ее составе выделяется Агапский выступ.
Юго-западнее по отношению к Рассохинскому мегавалу расположена Малохетско-Мессояхская гряда, в составе которой объединены Малохетский вал, Соленинско-Мессояхский вал и Среднемессояхский вал. К северу от МалохетскоМессояхской гряды находится Антипаютинская впадина, входящая в состав Ямало-Гыданской синеклизы.
Приенисейская моноклиза - надпорядковая структура, обрамляющая с за­
пада Сибирскую платформу, в составе моноклизы выделяется Пакулихинская мо­
ноклиналь.
С запада к склону Сибирской платформы примыкает Надым-Тазовская синеклиза, крупная надпорядковая структура Западно-Сибирской плиты. Она вклю­
чает в себя большое количество элементов I порядка, в том числе Пендомаяхскую
121
мегавпадину и Большехетскую структурную террасу, расположенных на изучаемой
территории.
Пендомаяхская мегавпадина имеет изометричную форму, крутые борта и
примыкает с севера к Малохетско-Мессояхской гряде, на востоке - к Большехетской структурной террасе.
Большехетская структурная терраса представляет собой сложно построен­
ную зону поднятий субмеридиональной ориентировки, хотя составляющие ее
структуры вытянуты в юго-западном направлении. Это Сузунский и Лодочный ва­
лы и Долганский прогиб. На Большехетской структурной террасе открыты Сузунское, Ванкорское, Лодочное и Тагульское нефтегазовые месторождения.
Локальные поднятия Енисей-Хатангского прогиба и северо-восточной час­
ти Западно-Сибирской плиты изучены в основном по материалам сейсморазведки.
Ориентировка структур второго и третьего порядков соответствует простиранию
более крупных структур, в пределах которых они располагаются, т.е. северо­
восточному и субщиротному в Енисей-Хатангском прогибе и субмеридиональному
в пределах приенисейской части Западно-Сибирской геосинеклизы.
Рис. 38 . Схематическая к а р г а основных спгруюгурно-тектонических элементов
Енисей-Хаггангско1Х> регмонального прогиба и северо-восточной части
Западно-Сибирской геосинеклизы (из д е > | ^ н о й структурно-тектонической карты
нефтегазоперспективных земель К^раснояркжого края, под р е д . А.1СБитнера.
В.А.Кринина,1994г.)
1-границы расгцюстранения юрою-меповых отложений; 2-границы надпоря|ДК08ыхструктур:1-Енисей-Хатангский региональный протб.
II - Надым-Таэовская синекпиза. III- Приениоейская моноклиза; 3- фаницы структур: а- первого порэдка, б-структуры второго поряпка;
4 - ра^ывные нарушегат. I, - Таймырский выступ; 1гПуринская моноклиналь; 1з-Янгедо-Гор6игасий выступ; и-Верхне-Таймырская
моноклина1ъ; 1г Цек1рально-ТаЙ1№1рский мега1фогиб: 1-Гыдансжая зона поднят»^; 2-Двря&«ский выступ; 3-Танамская структурная терраса;
4-Западно-Нос«)Вская впадина; 5-Восточно-Носковская впадина; 6-Агапский прогиб; Г-ГЬйтурмичский прогиб. 1«- Бмгадский структурный залив;
Ij- Рассооошский мегавал: вОзерный полувал, 9-Тундровый вал, 10-Волочанский вал, 11-Курьинское куполовидное поднятие.
I,-Балахнинский мегавал: 12-Ку€алахсюй вал, 13-Балахнинсжий вал, 14-Таридский прогиб, 15-Владимирсжий вал.1,-ДудыптинсиьЖданмсинский
мегапрошб: 1&-Дудыптинский проплб, 17-Диамутсю1й прогиб, 18-Бопанидский прогиб, 19-Жданихинский прогиб; 1„-Северо-Сибирская моноклиналь:
20-Апапсхий выступ. 1„-Малохетско-Мессояхская фэда: 21-Средне-Мессояхский вал,22-Соленинско-Мессояхский вал, 23-Мапохетский вал;
П,-Пендомаяхская впадина; П,- Большехетская структурная терраса: 24-Суэунсю^) вал, 25-Лодочный вал, 2&-Дол1анский структурный запив;
II,-Таэовско-Русско-Реченсхий метваал;111,-Лакупихин(жая моноклиналь.
123
3.3. Состояние исследований по органической геохимии на территории
Енисей-Хатангского регионального прогиба и северо-восточной части ЗападноСибирской плиты
Геохимические исследования на изучаемой территории проводились с сере­
дины 60-х годов и включали изучение концентрации и распределения в породах
органического вещества (Сорт) и битумоидов, вещественного состава и катагенетической преобразованности OB; изучался состав битумоидов, состав нефтей и
газов.
Содержание органического углерода и хлороформенного битумоида в мезо­
зойских отложениях Западно-Сибирской плиты и Енисей-Хатангского прогиба
изучалось A . n . Афанасенковым, Л.И. Богородской, А.И. Данющевской Г.Н., Кар­
цевой, А.Э. Конторовичем, А.И. Ларичевым, С.Г. Неручевым, И.И. Нестеровым,
Г.М. Парпаровой, И.Д. Поляковой, Е.И. Соболевой, Д.С. Сороковым, О.Ф. Стасо­
вой, A . A . Трофимуком, П.А. Трушковым, А.Н. Фоминым, A . C . Фомичевым и др.
Распределение OB на площади распространения юрских и меловых отложений бас­
сейна характеризуется увеличением его концентраций от бортов к внутренним наи­
более погруженным зонам. В пределах северной части Западно-Сибирской плиты
средневзвешенное содержание в юрских отложениях превышает 2-3 %, а в верхней
юре (баженовская свита) - до 7 % . В отложениях валанжинского, готеривского и
барремского ярусов нижнего мела средневзвешенные содержания Сорт составляют
0,5-0,8 %. В глинистых породах апта, альба и сеномана содержание Сорт повыша­
ется до 1,5 %. В Енисей-Хатангском прогибе среднее содержанние Сорг в юрских
отложениях составляет более 1 %, а в нижнемеловых - 0,5 %. Толщам, имеющим
высокое содержание Сорг, свойственны также высокие концентрации битумоидов.
А.Э.Конторовичем, И.И.Нестеровым, Ф.К.Салмановым, А.С.Фомичевым составле­
ны карты распределения органического углерода и хлороформенного битумоида в
осадочных породах Западной Сибири (1971, 1975)
Большой вклад в изучение состава органического вещества внесли петро­
графические исследования Л.И. Богородской, А.Г. Войцеховской, И.С. Дроздовой,
124
3.3. Ронкиной, Г.Н. Карцевой, Н.М. Крыловой, Г.М. Парпаровой, И.Д. Поляковой,
Е.И. Соболевой, А.Н. Фомина и других исследователей. В период ранней и средней
юры в Западно-Сибирском бассейне накапливались осадки, в которых присутство­
вало, в основном, органическое вещество, связанное с наземной растительностью.
Исследования керогенов и их петрографического состава в отдельных скважинах
Енисей-Хатангского прогиба и в Уренгойском районе показало, что чисто альгинитового материала в органическом веществе очень мало. По данным А.Н.Фомина,
1987, в нижнеюрских отложениях Тюменской сверхглубокой скважины преобла­
дающим компонентом органического вещества является витринит. В некоторых
разрезах юры Западно-Сибирского бассейна выделяются слои толщиной до 25-30
м, в которых органическое вещество имеет преимущественно аквагенную природу
и по петрографическим данным сложено аморфным материалом типа коллоальгинита. Органическое вещество баженовской свиты почти полностью сложено
аморфным планктоно- и бактериогенным веществом - коллоальгинитом. В ЕнисейХатангском прогибе накопилось ОВ смешанной природы, поскольку в бассейн с
континента вместе с терригенными осадками поступало ОВ высшей наземной рас­
тительности, которое пополняло массы органического вещества, образованного
непосредственно в бассейне. Чистые гумусовые и чистые сапропелевые разности
встречаются редко. Формы вещества в отложениях юрско-мелового комплекса рас­
пределяются на площади бассейна в соответствии с типами пород. В западной час­
ти бассейна, где доминируют алеврито-песчаные и алевролитовые породы, ОВ при­
сутствует в основном в детритовой форме. В восточной части бассейна, где разрез
существенно глинистый, ОВ захоронилось преимущественно в сорбированной
форме, и растительный детрит отмечается здесь редко. Установлено, что органиче­
ское вещество детрита имеет гумусовый состав. Сапропелевого ОВ в песчаноалевролитовых породах немного и входит оно в состав сорбомикстинита, который
содержится в глинистом цементе. Органическое вещество глинистых отложений на
65-70 % образовано сорбомикстинитом смешанного состава. Содержания сапропе­
левого и гумусового материала в органическом веществе примерно равные или гу­
мусовый преобладает.
125
Элементный, групповой и углеводородный состав битумоидов в изучаемых
отложениях
изучались
Н.М.Бабиной,
A , И,Данюшевской,
Н.П.Запиваловым,
B. М.Мельниковым,
С.Г.Неручевым,
Л.И.Богородской,
М.М.Колгановой,
И.И.Нестеровым,
Ф.Г.Гурари,
А.Э.Конторовичем,
Г.М.Парпаровой,
И.Д.Поляковой, Е.А.Рогозиной, Д.С.Сороковым, А.С.Фомичевым, К.А.Черниковым
и др. В общих чертах изменение концентрации битумоидов в разрезе и по площади
сходно с изменением концентраций органического углерода.
В юрско-меловых отложениях бассейна выделены битумоиды всех классов
- сингенетичные, смешанные, эпигенетичные и остаточные, что свидетельствует о
массовой генерации и миграции углеводоров. Сингенетичный битумоид связан с
ОВ гумусового или сапропелево-гумусового типа, а эпигенетичные - с ОВ, в соста­
ве которого доминирует сапропелевая составляющая. Авторы отмечают, что в уг­
леводородном составе масел органического вещества мезозойских отложений Енисей-Хатангского прогиба преобладают ароматические фракции; углеводороды со­
ставляют 20-40 % битумоида, отношения смол к асфальтенам варьируют от 1 до 3.
В составе насыщенных УВ на долю н-алканов приходится 15-20 %.
В отложениях Западной Сибири в толщах, богатых органическим веществом,
четко видны различия между битумоидами сапропелевого и гумусового органиче­
ского вещества. Сапропелевое ОВ значительно богаче алифатическими фракциями
битумоидов при примерно равном количестве нафтено-ароматических углеводоро­
дов. В сапропелевом ОВ несколько больше, чем в гумусовом, смол, но значительно
меньше асфальтенов. Поэтому сапропелевое и гумусовое ОВ резко различаются по
отношению асфальтенов и смол. Оно равно соответственно 4-6 и 1,0-1,5. В масля­
ной фракции битумоидов сапропелевого ОВ баженовской свиты количество налканов варьирует от 3,1 до 7,0 % на сумму насыщенных углеводородов. В гумусо­
вом РОВ н-алканов больше - от 9 до 45 % на метаново-нафтеновую фракцию ма­
сел.
Исследования распределения н-алканов в нефтях и РОВ мезозойских отло­
жений Сибири проводилось А.И.Данюшевской, А.И.Богомоловым, Л.Ф.Степиной,
А.Э.Конторовичем, О.Ф.Стасовой. Их результаты свидетельствуют о значительном
126
сходстве в распределении н-алканов нефтей и РОВ преобладающе гумусового гене­
зиса в отложениях юры и мела Енисей-Хатангского прогиба. Среднее содержание
фракции н-алканов С25-С28 в нефтях и РОВ сапропелево-гумусового типа оказалось
практически равным. В нефтях и битумоидах РОВ сапропелево-гумусового типа
отсутствуют ванадиевые и никелевые порфириновые комплексы, что отражает чер­
ты их генетического единства.
А.Э.Конторовичем, И.И.Нестеровым, Ф.К.Салмановым в книге «Геология
нефти и газа Западной Сибири» и других работах этих и других исследователей
подробно рассмотрены региональные закономерности изменения состава и свойств
УВ в залежах, построены схемы изменения плотности, сернистости нефтей для
разных нефтеносных горизонтов по всей территории Западной Сибири. Закономер­
ности изменения типа и состава углеводородных флюидов в мезозойских отложе­
ниях осадочного чехла Западно-Сибирской низменности весьма сложны. Легкие и
средней плотности нефти из отложений берриаса, валанжина и готерива северных
районов Западно-Сибирской плиты имеют метановый и нафтеново-метановый со­
ставы. На ряде месторождений (Уренгойское, Медвежье, Заполярное, Юбилейное,
Новопортовское) получены промышленные притоки парафинистых и даже высокопарафинистых метановых нефтей. Встречены в северных районах плиты и нефти
метаново-нафтенового и нафтенового углеводородного состава, малопарафинистые. Количество н-алканов в нефтях варьирует в широких пределах. Максималь­
ные их количества характерны для нижне-среднеюрских нефтей юго-восточных и
неокомских некоторых северных районов Западно-Сибирской плиты.
А.Э.Конторовичем и О.Ф.Стасовой (1977) все множество нефтей Западной
Сибири разделено на три основных типа: А, С и В . Тип А - алкановый, с высоким
содержанием твердых парафинов (выше 5%). Для этого типа нефтей характерны
максимальные концентрации н-алканов С20-С24, высокое отношение концентраций
фитана и пристана, высокие содержания стеранов С29 и низкие - СЗО, отсутствие
или практически полное отсутствие порфиринов, низкое содержание серы, смол и
асфальтенов. А.Э.Конторович, В.Е.Андрусевич и О.Ф.Стасова наиболее характер­
ные нефти типа А выделили в подтип А]. В зонах перехода свойств нефтей от А1 к
127
типу с , а также на севере Западно-Сибирского мегабассейна нефти типа А содер­
жат меньше твердых парафинов и богаче изоалифатическими и нафтеновыми угле­
водородами. Они выделяются в подтип А2.
Тип С - циклано-алкановый и ароматико-циклано-алкановый, с низким со­
держанием твердых парафинов. Для нефтей этого типа характерны примерно рав­
ные концентрации метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов. В них
содержится мало твердых рапафинов, обычно менее 3%. Содержание (в %) смол от
средних до очень высоких - 30-32, асфальтенов - до 5-7 %, серы от 0,5-0,7 до 3,
иногда больше. Тип С подразделяется на два подтипа Ci и С2 по содержанию серы,
смол и по составу углеводородов-биомаркеров.
Тип D - циклановый, не содержащий твердых парафинов. Это нефти тяже­
лые, не содержащие, как правило, нормальных алканов и алифатических изопреноидов, обогащенные полициклическими нафтеновыми углеводородами, с низким
содержанием бензиновых фракций, высоким содержанием смол и асфальтенов.
Нефти этого типа обычно встречаются в верхних резервуарах нефти и газа и часто
образуют оторочки залежей сухого метанового газа. По современным представле­
ниям эти нефти подверглись биодеградации.
В числе открытых ныне в отложениях берриаса, валанжина и готерива на се­
вере плиты залежей преобладают газоконденсатные. Газ этих залежей углеводо­
родный, жирный (8-12% тяжелых углеводородов), содержит менее 0,5 % азота и
углекислого газа. Содержание конденсата в газе варьирует от 30-50 до 450-500
г/см^, имея тенденцию к росту с глубиной. Состав конденсатов (фракция, выки­
пающая до 125 °С) - нафтеново-метановый, метаново-нафтеновый и существенно
нафтеновый. С сеноманскими отложениями связаны залежи газа на севере плиты.
Газ метановый, содержит 92-99 % метана, десятые доли процента этана, пропана и
бутана, углекислого газа и азота. Газы содержат конденсат, который представлен
керосиновыми фракциями и имеет существенно нафтеновый состав. Многие из за­
лежей газа имеют нефтяные оторочки.
Нефти мезозойских отложений Енисей-Хатангского прогиба по составу
разделены на два типа (Конторович А.Э., Стасова О.Ф., 1964, 1968). К первому от-
128
носятся нефти, образующие нефтяные оторочки залежей газа, залегающие на не­
больших глубинах (Мессояхская площадь, скв. 109,148, гл. 822-874 м; Джангодская площадь, скв. 2, 1108-1184 м). Это тяжелые (0,92-0,93 г/см^), смолистые (11-20
%), беспарафинистые нефти с началом кипения выше 250^С. Содержание серы в
них 0,2-1,0 %. Эти нефти относятся к типу D, подтипу В ' , по составу УВ они отно­
сятся к нефтям с нафтеновым основанием при высоком содержании аренов. Нефти,
полученные из неокомских отложений бассейна на Соленинской, Казанцевской,
Пеляткинской, Средне-Яровской, Дерябинской площадях - относительно легкие и
средней плотности (0,83-0,87), малосмолистые (3-6 %), в основном малопарафинистые (0,27-4,50 %), только на Южно-Соленинской и Дерябинской площадях встре­
чены нефти с содержанием парафина 3-7 %. Эти нефти нафтеново-метановые и
метаново-нафтеновые. В их дистилляте 11-18 % ароматических, 27-49 % нафтено­
вых и 34-61 % метановых УВ. Они отнесены к типу С - цикланово-алкановому. Их
своеобразие заключается в повышенной роли нафтеновых УВ, которые представ­
лены в основном MOHO- и бицикланами, хотя отмечаются повышенные значения
высококонденсированных нафтеновых УВ. Содержание н-алканов в отбензиненных нефтях изменяется от 5 до 9 %.
Состав газов и их геохимические особенности в залежах газовых и газоконденатных месторождений Енисей-Хатангского прогиба рассмотрены в публикациях
Ю.А.Афанасова,
Г.Д.Гинзбурга,
О.Т.Глушницкого,
Н.С.Голоушина,
А.И.Данюшевской, П.С.Пука, В.М.Соколова, Д.С.Сорокова и других авторов. В
составе свободных газов резко доминируют УВ. Концентрация азота, как правило,
меньше 1,5 %, лишь в единичных пробах выше, углекислого газа не более 0,75 %.
На глубинах до 2000 м метан содержится в концентрациях 95-99 %, на больших
глубинах возрастает роль тяжелых УВ газов. В интервале 2000-2500 их концентра­
ция составляет 3-7 %, в интервале 2500-3000 м 8-9 %. В пределах прогиба в одновозрастных отложениях и на близких глубинах состав газов принципиально не ме­
няется.
Сведения о свойствах и составе конденсатов Енисей-Хатангского прогиба
приводились
в
работах
Г.Д.Гинзбурга,
Л.Ф.Колотовой,
Д.С.Сорокова,
129
И.Д.Поляковой. Плотность конденсатов, полученных из толщ юрских (Зимняя
площадь) и меловых (Южно-Соленинская, Северо-Соленинская, Пеляткинская
площади) варьирует от 0,74 до 0,84 г/см"^, начало кипения от 47 до 156
ются они по фракционному составу. Фракции до 200
Различа­
составляют 25-80 %, до 300
конденсаты выкипают практически полностью. По составу У В конденсаты из
меловых отложений ароматическо-метаново-нафтеновые, а из юрских- метановые.
Содержание серы незначительное (0,05-0,007%), твердые парафины составляют в
среднем 0,26 %.
Первые исследования катагенеза органического вещества в мезозойских от­
ложениях Западно-Сибирской плиты относятся к середине 50-х годов, когда
A . Б.Травин (1955) и В.А.Усиенский (1956) изучили угли и РОВ в разрезах опорных
скважин. С начала 60-х годов эти исследования систематически проводятся в
СНИИГиМСе,
ВНИГРИ,
B. И.Горщковым,
ИГиРГИ
и
А.Э.Конторовичем,
ЗапСибНИГНИ.
И.И.Нестеровым,
И.И.Аммосовым,
Г.М.Парпаровой,
П.А.Трушковым, А.С.Фомичевым и другими опубликован ряд мелкомасштабных
схем и карт. В 1971 г. вышел Атлас цветных геохимических карт для мезозоя Си­
бири (редактор А.Э.Конторович). В него вошел набор карт метаморфизма органи­
ческого
вещества.
Позже
в
1975
г.
А.Э.Конторовичем,
И.И.Нестеровым,
П.А.Трушковым, А.С.Фомичевым составлены схемы метаморфизма органического
вещества в отложениях разных стратиграфических горизонтов для всей территории
Западно-Сибирской
плиты.
По
данным
А.Э.Конторовича,
А.Н.Фомина,
Д.А.Дочкина (тезисы докладов конференции «Критерии оценки нефтегазоносности
ниже промышленно освоенных глубин». Пермь, 2000) по отражательной способно­
сти витринита систематизирован фактический материал по глубинной зональности
катагенеза в мезозойских отложениях севера Западно-Сибирского мегабассейна.
Установлено, что повсеместно происходит увеличение катагенеза OB с глубиной,
но скорость этих изменений варьирует по территории бассейна. Выделены нефтега­
зоносные области с разной глубинной зональностью катагенеза OB. Различия в
глубинной зональности катагенеза OB авторы объясняют частично различной ин­
тенсивностью положительных тектонических движений и размывом отложений в
130
определенной части разреза на новейшем тектоническом этапе, и особенностями
термобарических режимов недр этих НГО. Определены глубинные диапазоны ГЗН
в разных нефтегазоносных областях. В Надым-Пурской НГО эта зона зафиксирова­
на в интервале глубин 2,9-3,8 км, в Пур-Тазовской 2,8-3,6 км. Мощности зон, в ко­
торых возможно сохранение нефтяных залежей в рассматриваемых НГО примерно
одинаковые (0,8-0,9 км), но прослеживаются на разных глубинах.
Катагенетическая преобразованность органического вещества мезозойских
отложений
Енисей-Хатангского
Т.Н.Вишневской,
И.С.Дроздовой,
прогиба
изучалась
А.П.Афанасенковым,
А.Э.Конторовичем,
И.Д.Поляковой,
Е.И.Соболевой, А.Н.Фоминым на основе измерения показателя преломления и от­
ражательной способности витринита. Максимальные катагенетические изменения
ОВ предполагаются авторами в Дудыптинско-Жданихинском и ЦентральноТаймырском
мегапрогибах.
На
положительных
структурах
(Малохетско-
Мессояхская гряда, Рассохинский и Балахнинский мегавалы) органическое вещест­
во менее преобразовано.
Для Енисей-Хатангского прогиба предыдущими исследованиями составле­
ны шкалы катагенеза ОВ отдельно для западной и восточной частей территории. В
западной части установлено, что нижняя граница зоны ПК соответствует глубине
1700 м, зоны МК'КД) - 2900 м, МК'2(Г) - 4000 м. В восточной части бассейна на
территории Балахнинского мегавала, Боганидско-Жданихинского и Туровского
прогибов установлено, что нижняя граница зоны ПК -1000 м, зоны зоны МК'1(Д) 2400 м, МК'2(Г) - 3600 м (Богородская, Соболева, 1983). Результаты исследования,
изложенные в предлагаемой диссертационной работе показали, что катагенетиче­
ская зональность ОВ на изучаемой территории более дифференцирована.
На территории Западно-Сибирской плиты проводилась оценка генерацион­
ного потенциала юрско-меловых отложений методом пиролиза органического ве­
щества. Результаты пиролитических исследований подробно изложены в работах
Н.В.Лопатина, Т.Н.Емец, А.Э.Конторовича, В.Н.Меленевского,
Н.П.Фадеевой и других ученых.
В.И.Горбачева,
131
Результаты изучения углеводородов-биомаркеров в нефтях и битумоидах
РОВ приводятся в работах А.Э.Конторовича,
В.П.Даниловой
А.М.Казакова,
О.В.Серебренниковой, Н.С.Воробьевой и других исследователей.
В мезозойских разрезах Западно-Сибирской плиты по геохимическим дан­
ным выделяются основные нефтегазопроизводящие толщи в отложениях верхней
юры (баженовская свита), неокома. В центральных и северных районах плиты к
нефтегазопроизводящим относятся апт-альб-сеноманские породы.
При подсчете потенциальных ресурсов нефти и газа на Сибирской плат­
форме
и
Западно-Сибирской
плите
А.Э.Конторовичем,
Е.Л.Рогозиной,
А.И.Ларичевым, И.Д.Поляковой, 1985 г., расчитывались масштабы генерации и
эмиграции УВ в глинистых материнских породах изучаемой территории на основе
распределения концентраций Сорт, хлороформенного брггумоида и степени катаге­
неза ОВ. Плотность генерации нефти и газа возрастает от бортов к внутренним
наиболее погруженным частям. В Енисей-Хатангском региональном прогибе мак­
симальная плотность генерации нефти и газа характерна для нижне-среднеюрских
отложений
Носковского,
Агапского
прогибов,
системы
Боганидско-
Жданихинского прогибов, Пендомаяхской впадины. Наибольшие возможные сум­
марные ресурсы УВ характерны для нижне-среднеюрских отложений наиболее по­
груженных частей прогиба. По мезозойским отложениям Сибири этими авторами
составлены карты прогноза нефтегазоносности объемно-генетическим методом
(1971, 1974, 1981 г.)
На современном этапе перспективы прироста запасов нефти в ЗападноСибирском бассейне связываются с клиноформенными отложениями нижнего мела
(ачимовская пачка) и нижней-средней юры. Перспективы прироста газа связывают­
ся с северными районами бассейна, где открыты гигантские залежи сеноманаптского комплекса, а также с глубокими горизонтами юрско-мелового разреза.
Согласно проведенной оценке (Конторович А.Э. и др., 1971,1974, Полякова
И.Д. и др. 1983, 1985) юрско-меловой комплекс Енисей-Хатангского прогиба со­
держит 63 % суммарных начальных геологических ресурсов углеводородов осадоч­
ного выполнения бассейна. На основе полученных результатов по территории Ени-
132
сей-Хатангского прогиба, авторы предыдущих исследований делают вывод, что
классических нефтематеринских формаций, обладавших высоким нефтегенерационным потенциалом, в разрезе осадочного чехла бассейна нет. В разрезе преобла­
дают преимущественно газогенерирующие породы. К категории нефтегазопроизводящих
отнесены отложения нижней-средней юры центральной части Енисей-
Хатангского регионального прогиба, содержащие РОВ сапропелево-гумусового
типа.
По сравнению с центральными и южными районами Западно-Сибирской
плиты территория Енисей-Хатангского прогиба и северо-восточной части ЗападноСибирской плиты геохимическими методами изучена значительно слабее.
В последние годы в пределах изучаемого района открыты новые месторож­
дения нефти и газа: Ушаковское, Тагульское, Лодочное, Ванкорское, Пайяхское.
Появились новые методы исследования органического вещества и нефти, которые
позволяют получить новую информацию о процессах нефтеобразования и источни­
ках углеводородов. Применение метода пиролиза OB в комплексе с измерением
отражательной способности витринита позволяет существенно уточнрггь степень
катагенетической преобразованности органического вещества, оценить нефтегазогенерационный потенциал отложений.
3.4. Нефтегазоносность.
В Енисей-Хатангском региональном прогибе и на территории Западной Си­
бири отложения юры и мела являются промышленно нефтегазоносными. В данной
работе рассматриваются Енисей-Хатангская, Пур-Тазовская и Падым-Пурская (в
пределах Уренгойского вала) нефтегазоносные области (НГО).
3.4.1. Резервуары нефти и газа
В составе юрско-мелового комплекса в пределах Енисей-Хатангской и севе­
ро-востока Пур-Тазовской НГО выделяется ряд региональных (субрегиональных) и
зональных резервуаров, перекрытых флюидоупорами (Бро Е.Г.1971; Булынникова
A.A., 1977; Конторович А.Э. и др., 1971,1974,1987; Геология нефти и газа Сибир­
ской платформы, 1981; Карцева Г.Н., Кузнецов Л.Л., 1985, КузнецовЛ.Л., Кяргина
133
Л.И., 1985; Накаряков В.Д., Кузнецов Л.Л., 1977 и др.). Резервуары и флюидоупоры юрско-меловых отложений Западно-Сибирской плиты детально рассматривают­
ся в работах Ф.Г.Гурари, Т.И.Гуровой, В.П. Казаринова,
А.Э.Конторовича,
Ю.Н.Карагодина, Э.Э.Фотиади, В.И.Демина и других исследователей.
В юрских отложениях Енисей-Хатангской и северо-восточной части ПурТазовской нефтегазоносных областей обособлены зимний, джангодский, вымский,
малышевский, сиговский и дерябинский резервуары.
Зимний зональный резервуар (нижнелейасовый) занимает западную часть
бассейна и характеризуется низкими фильтрационно-емкостными
свойствами.
Сложен он породами зимней свиты. Проницаемая часть резервуара представлена
чередованием песчаников, алевролитов с прослоями конгломератов. Мощность от­
дельных песчаных пачек изменяется от 3 до 30 м, они не выдержаны по простира­
нию и сложены мелко- и крупно-среднезернистыми песчаниками с гравием. Наибо­
лее щироко распространен в структуре резервуара пласт ЗМ-1, залегающий в его
кровле. Его мощность до 50 м, средние значения открытой пористости составляют
10 %, газопроницаемость не превыщает 10x10' мкм . Аргиллиты и глинистые
алевролиты левинской свиты обладают экранирующими свойствами. На Зимней
площади из песчаников зимней свиты получены притоки газа с конденсатом и во­
дой.
Джангодский
субрегиональный резервуар занимает западную и частично
центральную части бассейна и представлен проницаемой толщей джангодской сви­
ты мощностью 160-650 м. Флюидоупором служат отложения лайдинской свиты
мощностью 24-100 м. Джангодская свита имеет трехчленное строение: верхняя и
нижняя толщи представлены песчаниками и алевролитами, средняя - глинистыми
породами и может служить зональным флюидоупором нижней. В составе резервуа­
ра обособляются три песчаных пласта: ДЖ-1 (60-110 м) и ДЖ-П (30-110 м) в верх­
ней толще, ДЖ-Ш (20-200 м ) в нижней. Представлены они мелко- и среднезернистыми, иногда гравелитистыми песчаниками, в которых содержится в том или ином
количестве алевролитовый и глинистый материал. Средние значения открытой пористости пород составляют 15 %, газопроницаемость достигает 140x10- мкм , в
134
среднем составляет. В породах резервуара на отдельных площадях в пределах Танамской структурной террасы, и на Восточно-Кубалахской площади получены при­
токи газа.
Вымский субрегиональный резервуар занимает значительную часть бассейна,
сложен породами вымской свиты мощностью 40-340 м и характеризуется средними
фильтрационными свойствами. Флюидоупором являются отложения леонтьевской
свиты глинисто-алевриггового состава. Мощность песчаных пачек 25-30 м. Наибо­
лее щироко в пределах бассейна распространен проницаемый песчаный пласт ВМI, залегающий в кровле резервуара. В пределах Рассохинского мегавала отмечается
максимальная глинизация этого пласта. Восточнее, на Балахнинской площади
пласт ВМ-1 приобретает высокие фильтрационно-емкостные свойства: открытая
пористость песчаников достигает 20 %, газопроницаемость - 75x10"^ мкм^ при
мощности 10-15 м. В породах вымского резервуара обнаружены залежи газа на Балахнинском месторождении, а также установлены
газопроявления на Мессоях-
ском, Южно-Соленинском, Пеляткинском месторождениях.
Мапышевский субрегиональный резервуар сложен песчаными и алевроглинистыми породами малышевской свиты. В разрезе коллекторской толщи выделяет­
ся четыре проницаемых песчаных пласта (МЛ-1, МЛ-П, МЛ-Ш, МЛ-1У) мощностью
до 40 м, разделенные пластами алевролитов и глин. Песчаники проницаемых пла­
стов резервуара мелко- и среднезернистые. Средние значения открытой пористости
пород составляют 20 %, газопроницаемость достигает 200x10"^ мкм^. Глинистая
толща точинской свиты
служит региональным флюидоупором над песчаниками
малышевской свиты. В породах малышевского резервуара газовые залежи обнару­
жены на Зимнем, Джангодском, Хабейском месторождениях.
Сиговский зональный резервуар занимает западную и центральную части
бассейна главным образом в пределах крупных положительных структур (мегавалов) и практически на всей территории распространения характеризуется высокими
фильтрационно-емкостными свойствами. Резервуар сложен породами сиговской
свиты, представленной глауконитовыми песчаниками и алевролитами с пропластками глинистый алевролитов. В кровле резервуара обособляется пласт СГ-1 пре-
135
имущественно мелкозернистых песчаников и песков. Открытая пористость пород
достигает 16-18 %, газопроницаемость - 80x10' мкм . Сиговская продуктивная
толща экранируется глинистыми отложениями яновстанской свиты.
На отдельных наиболее приподнятых участках крупных положительных
структур верхняя часть отложений резервуара размыта. В породах сиговского ре­
зервуара залежь обнаружена лищь на Нижнехетском месторождении.
В нижнемеловых отложениях Енисей-Хатангской и северо-восточной части
Пур-Тазовской нефтегазоносных областей обособлены нижнехетский, суходудинский и малохетско-долганский резервуары. В меловых отложениях Пур-Тазовской
и Надым-Пурской нефтегазоносных областей выделяется нижний мел-сеноманский
мегакомплекс, включающий берриас-готеривский и покурский региональные ре­
зервуары.
Нижнехетский региональный резервуар включает нижнехетскую свиту, ко­
торая представлена песчано-алевритовыми и алеврито-глинистыми отложениями.
Проницаемые пласты распределены по всему разрезу свиты. Наиболее перспектив­
ные пласты залегают в основании и прикровельной части толщи. Они экранируют­
ся глинистыми пачками, развитыми внутри толщи. На Малохетском и Рассохинском валах в нижнехетской свите имеется несколько горизонтов проницаемых пес­
чаников мощностью 4-40 м, разделенных алевритово-глинистыми пачками. На
Мессояхской, Пеляткинской, Соленинской, Озерной площадях песчаные пласты
замещают алевролитами и глинистыми породами. В нижнехетской свите прони­
цаемые породы имеют песчанистость до 40 %. Здесь обособляются четыре прони­
цаемых пласта (НХ-1-НХ-1У). Наиболее широко распростанен пласт НХ-1У мелко­
зернистых песчаников мощностью от 12 до 34 м. Средние значения открытой по­
ристости пород составляют 17 %, газопроницаемость не превышает 15x10"^ мкм^.
Нижнехетская продуктивная толща содержит газовые залежи на Зимнем ме­
сторождении, залежи газоконденсата - на Хабейском месторождении, газонефтя­
ные залежи - на Сузунском и Лодочном месторождениях. К песчаным пластам в
основании нижнехетской свиты приурочены нефтегазопроявления на Мессояхской,
136
Средне-Яровской и Аномальной площадях, газопроявления в процессе бурения
скважины Яровской 2.
Дерябинский зональный резервуар занимает западную и центральную часть
бассейна, характеризуется средними фильтрационно-емкостными свойствами и
сложен породами гольчихинской (дерябинской по Г.Н.Карцевой,
Л.Л.Кузнецову,
1974) свиты, являющейся фациальным аналогом стратиграфического уровня точинской, сиговской и яновстанской свит. В верхней части резервуара обособляются
пять проницаемых песчаных пластов, мощность которых изменяется от 3 до 40 м.
Они представлены в основном мелкозернистыми полимиктовыми разностями пес­
чаников, с открытой пористостью 18 % и газопроницаемостью не более 10x10'^
мкм^. В породах резервуара залежи обнаружены на Дерябинском месторождении.
Флюидоупором дерябинского зонального резервуара являются аргиллиты мощно­
стью до 50 м гольчихинской свиты.
Суходудинский субрегиональный резервуар является продуктивным объектом
бассейна, занимает значительную его часть и практически на всей территории име­
ет весьма высокие фильтрационно-емкостные свойства. Флюидоупором служат
глины пеляткинской пачки верхней части суходудинской свиты мощностью 50-80
м. Площадь резервуара 55 тыс. км^. Строение проницаемой части резервуара весьма
неоднородное. Для нижней части суходудинской свиты свойственно преобладание
песчаных пород мощностью 10-80 м над алевритово-глинистыми пачками; в на­
правлении к центральным районам Енисей-Хатангского регионального прогиба
наблюдается существенная глинизация разреза.
Коллекторы в суходудинской свите представлены мелкозернистыми, мелкосреднезернистыми, часто среднезернистыми песчаниками, слабо сцементирован­
ными, переходящими в песок. (Ронкина 3.3., Колокольцева Е.П., Войцеховская А.Г.
(1971). В пределах Танамской структурной террасы и Малохетско-Мессояхской
гряды обособляется до 14 песчаных пластов (СД-0 - СД-ХП), а в погруженных час­
тях (Центрально-Таймырский мегапрогиб) происходргг глинизация пластов нижней
части свиты. Средние значения открытой пористости песчаных пород составляют
3
2
20 %, газопроницаемость превыщает 1300x10' мкм , мощность изменяется от 7 до
137
58 м. Промышленная газоносность установлена на Казанцевском, Пеляткинском,
Северо-и Южно-Соленинском месторождениях, где выявлены залежи газа и газо­
конденсата в ловушках структурного типа. Из нижних горизонтов суходудинской
свиты на Казанцевском, Пеляткинском месторождениях получены небольшие при­
токи нефти.
Берриас-готеривский региональный резервуар выделяется в Надым-Пурской
и Пур-Тазовской нефтегазоносных областях и включает до двадцати пяти песчаных
нефтеносных пластов мегионской и вартовской свит. Их флюидоупорами являются
непроницаемые глинистые части клиноформ и трансгрессивные пачки глин. Про­
мышленная нефтегазоносность установлена на Заполярном, Уренгойском и других
месторождениях.
Малохетско-долганский
субрегиональный
резервуар занимает
западную
часть бассейна, имеет высокие фильтрационно-емкостные свойства и сложен поро­
дами малохетской, яковлевской и долганской свит. Региональным флюидоупором
служат глинистые породы дорожковской свиты (нижний турон). Яковлевская свита
может рассматриваться в качестве зонального флюидоупора внутри резервуара.
Площадь резервуара 23 тыс.км^. Коллекторы резервуара представлены песчаниками
и песками. Мощности песчаных пачек не выдержаны по простиранию и достигают
250 м. В песчаных пластах встречаются прослои мелкогалечных конгломератов,
сцементированных песчаным и известковистым материалом. Песчаники мелкозер­
нистые, мелко-среднезернистые, средне-мелкозернистые и среднезернистые, по
составу аркозовые. В составе резервуара обособляется ряд проницаемых пластов. В
нижней части разреза (малохетская свита) - это пласты МХ-Г - МХ-1У, представ­
ленные в основном мелкозернистыми песчаниками, открытая пористость пород
которых изменяется от 1,5 до 32 %, газопроницаемость порядка 350x10'^ мкм^; в
средней части разреза (яковлевская свита) - это пласты ЯК-1 - ЯК-Ш, сложенные
мелко- и среднезернистыми песчаниками с открытой пористостью от 12 до 25 %,
газопроницаемостью около 750x10'^ мкм^; в верхней части разреза (долганская сви­
та) - это пласт-толща ДЛ-1 среднезернистых песчаников и песков с открытой по­
ристостью до 34 %, газопроницаемостью около 1000x10'^ мкм^. Глинистые и алев-
138
роглинистые прослои, разделяющие пласты-коллекторы, содержат гидрослюду,
хлорит, каолинит, реже монтмориллонит, поэтому являются локальными флюидоупорами с высокими изолирующими свойствами. Глинистые породы обычно опесчанены, алевролиты заглинизированы. Мощность алеврито-глинистых пачек 20-90
м.
Газоносность малохетской продуктивной толщи установлена на Озерном ме­
сторождении. Нефтегазоносность яковлевской толщи установлена в пределах
Большехетской структурной террасы на Лодочном, Тагульском, Ванкорском место­
рождениях. Яковлевские отложения продуктивны на Северо-Соленинском место­
рождении, где с ними связана промышленная газоносность. В отложениях долган­
ской свиты непосредственно под туронской покрышкой располагается газовая за­
лежь на Мессояхском месторождении, имеющая, судя по результатам испытаний,
маломощную нефтяную оторочку. Небольшая газовая залежь обнаружена в долган­
ской продуктивной толще на Пеляткинском месторождении. В верхней части дол­
ганской свиты обнаружена газовая залежь на Горчинской площади. Малохетскодолганский резервуар образует единый резервуар с покурским резервуаром Запад­
ной Сибири, флюидоупором которого являются глины кузнецовской свиты. В За­
падной Сибири в этом резервуаре сосредоточены уникальные скопления газа на
Уренгойском, Ямбургском, Медвежьем месторождениях и др.
В верхнемеловых отложениях западной части Енисей-Хатангского бассейна
обособлен насоновский резервуар. Он сложен породами одноименной свиты мощ­
ностью порядка 600 м., которая представлена ритмично чередующимися пачками
глин, алевролитов и песчаников с фосфоритовыми горизонтами в основании каж­
дой пачки. В составе резервуара выделяются пять (НС-1 - НС-У) проницаемых пес­
чаных пластов мощностью от 5 до 40 м. Средние значения открытой пористости
этих песчаников составляют 14 %, газопроницаемость не превышает 15x10" мкм .
С одним из таких пластов (НС-У) связана залежь газа на Казанцевском месторож­
дении. Флюидоупор насоновского зонального резервуара - глины салпадаяхинской
свиты мощностью до 170 м.
139
3.4.2. Месторождения нефти и газа
Геологическое строение месторождений нефти и газа Западно-Сибирского
нефтегазоносного бассейна и Енисей-Хатангского мегапрогиба описано в большом
числе публикаций, в том числе: Геологическое строение... 1958, Геология и нефтегазоносность..., 1971, 1982, Геология нефти и газа Западной Сибири, 1975, Геоло­
гия нефти и газа Сибирской платформы, 1981, Геология нефтегазоносных бассей­
нов Сибири, 1964, Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири, 1994 и др. В на­
стоящей работе приведено краткое описание только тех месторождений, по кото­
рым имеется фактический материал и проводилось исследование.
В пределах Енисей-Хатангской нефтегазоносной области открыты следую­
щие месторождения углеводородов (рис. 39).
Пеляткинское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименной
локальной структуре в центральной части Танамской структурной террасы. В ниж­
немеловых отложениях эта структура представляет собой брахиантиклиналь севе­
ро-восточного простирания размерами 24x13 км, амплитудой 75 м. Структурные
планы локального поднятия по нижнемеловым и среднеюрским отложениям не
совпадают. Месторождение открыто в 1969г. и относится к категории многозалеж­
ных. В породах суходудинского резервуара обнаружено пять залежей газа, в поро­
дах малохетско-долганского - одна залежь газа.
Казанцевское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 г. и приуро­
чено к одноименной локальной структуре, расположенной на Танамской структур­
ной террасе. В нижнемеловых отложениях эта структура представляет собой анти­
клиналь северо-восточного простирания, размерами 27x9 км, амплитудой 60 м.
Структурные планы описываемого локального поднятия по нижнемеловым и сред­
неюрским отложениям не совпадают. Месторождение относится к категории мно­
гозалежных. Промышленные притоки газа получены в отложениях суходудинской
свиты из пластов СД-VIII, СД-VI и СД-П. Кроме того, газоносность отмечена в
пластах СД-ХП, СД-Х1 и СД-Х, а также в пласте H C - V насоновской свиты.
Ушаковское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименной
локальной структуре, осложняющей сводовую часть Танамской структурной тер-
140
рассы. В нижнемеловых отложениях эта структура проедставляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания, размерами 12x6 км, амплитудой 70 м.
Месторождение открыто в 1988 г. В породах суходудинского резервуара обнару­
жено 4 залежи.
Северо-Соленинское газоконденсатное месторождение приурочено к север­
ному
куполу
крупной
Соленинской
структуры
в
пределах
Соленинско-
Мессояхского мегавала. В нижнемеловых отложениях размеры купола составляют
13x10 км, амплитуда 40 м. Структурные планы купола по нижнемеловым и верхне­
юрским отложениям в общем совпадают. Месторождение открыто в 1971 г. и отно­
сится к категории многозалежных. В породах суходудинского резервуара обнару­
жено четыре залежи, в породах малохетско-долганского - две.
Скопления углеводородов Северо-Соленинского месторождения приуроче­
ны к ловущкам антиклинального типа и резервуарам, сложенным терригенными
породами. Характерной особенностью месторождения является присутствие зале­
жей (пласты ЯК-П и ЯК-1) в песчаных прослоях пород яковлевской свиты, которая
рассматривается в качестве зонального экрана на территории западных районов
Енисей-Хатангской нефтегазоносной области.
Южно-Соленинское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 г. В
тектоническом отношении приурочено к южной вершине крупного Соленинского
локального поднятия в пределах Мессояхско-Соленинского куполовидного подня­
тия, которое осложняет южный склон Танамско-Малохетского мегавала. Южная
вершина Соленинского локального поднятия представляет собой брахиантиклиналь
северо-восточного простирания, размеры которой составляют 16x9 км, амплитуда
порядка 30 м. Структурные планы этой вершины по нижнемеловым и юрским от­
ложениям не совпадают. Месторождение относится к категории многозалежных.
Промышленные притоки газа получены в отложениях нижней части суходудинской
свиты из четырех пластов.
Мессояхское газовое месторождение открыто в 1967 году и приурочено к
одноименной локальной структуре в пределах Соленинско-Мессояхского вала. В
нижнемеловых отложениях эта структура представляет собой брахиантиклиналь
141
субширотного простирания, размерами 18x10 км, амплитудой 100 м. Структурные
планы описываемого локального поднятия по верхнемеловым, нижнемеловым и
среднеюрским отложениям совпадают. В породах малохетско-долганского резер­
вуара обнаружена залежь ДЛ-1. Небольшие притоки газа получены также из среднеюрских отложений (вымский резервуар), а газопроявления установлены в ниж­
немеловых отложениях (суходудинский резервуар).
Зимнее газоконденсатное месторождение открыто в 1966 г. и приурочено к
одноименной локальной структуре в пределах Малохетского вала. В среднеюрских
отложениях эта структура
представляет собой брахиантиклиналь
северо­
восточного простирания, размерами 13x7 км, амплитудой 60 м. В породах зимнего
(нижнеюрские отложения), малышевского (среднеюрские отложения), и суходудинского (нижнемеловые отложения) резервуаров были обнаружены три газоконденсатных залежи.
Нижнехетское газовое месторождение открыто в 1966 году и в тектониче­
ском отношении приурочено к одноименному локальному поднятию в центральной
части Малохетского вала. Нижнехетское локальное поднятие представляет собой
купол размерами 5x4 км и амплитудой порядка 50 м. Структурные планы локально­
го поднятия по юрским отложениям в общем совпадают. Месторождение относится
к категории многозалежных. В отложениях сиговской и суходудинской свит откры­
ты две небольшие газовые залежи.
Дерябинское газоконденсатное месторождение открыто в 1976 г. и приуро­
чено к локальной структуре в пределах Дерябинского выступа. В верхнеюрских
отложениях эта структура представляет собой купол треугольной формы, размера­
ми 14x14 км, амплитудой 75 м. В 1978 году была установлена промышленная газо­
носность линзообразных песчаных тел в берриасских отложениях, в разрезе кото­
рых обособляются пять песчаных пластов, залегающих веерообразно: нижние два
распространены на значительной площади, облекая свод структуры и замещаясь на
ее восточном склоне глинистыми разностями; верхние три распространены лишь на
западном склоне структуры, и замещены песчанистыми алевролитами к ее своду. В
породах дерябинского резервуара обнаружено четыре залежи.
142
Хабейское газоконденсатное месторождение открыто в 1981 г. и находится в
пределах Таймырского выступа. В верхнеюрских отложениях эта структура пред­
ставляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания, размерами 11x6 км,
амплитудой 225 м. В сводовой части структуры стратиграфически выклиниваются
юрские отложения. В породах малышевского и нижнехетского резервуаров обна­
ружены две залежи.
Озерное газовое месторождение открыто
в 1969 г. и приурочено к одно­
именной локальной структуре, осложняющей западный склон Рассохинского мегавала. В нижнемеловых отложениях эта структура представляет собой антиклиналь
субширотного простирания, размерами 27x7 км, амплитудой 100 м. Структурные
планы локального поднятия по нижнемеловым и юрским отложениям не совпада­
ют. Месторождение относится к категории однозалежных. В породах малохетскодолганского резервуара обнаружена небольшая залежь газа.
Джангодское газовое месторождение открыто в 1968 г. и приурочено к од­
ноименной локальной структуре, осложняющей сводовую часть Рассохинского мегавала. В нижнемеловых отложениях эта структура представляет собой брахиан­
тиклиналь субширотного простирания, размерами 29x10 км, амплитудой 100 м.
Структурные планы локального поднятия по нижнемеловым и юрским отложениям
не совпадают. Месторождение относится к категории однозалежных. В породах
суходудинского резервуара обнаружена небольшая газовая залежь.
Балахнинское газовое месторождение открыто в 1975 г. В тектоническом
отношении приурочено к одноименному локальному поднятию на положительной
структуре II порядка того же названия, осложняющей Балахнинский мегавал. В
среднеюрских отложениях эта структура представляет собой антиклиналь блоково­
го строения северо-восточного простирания, размерами 150x20 км, амплитудой
около 800 м. В породах вымского резервуара обнаружены залежи пласта ВМ-1 в
трех блоках антиклинали. Каждая залежь пласта ВМ-1 имеет свой уровень газово­
дяного контакта. Наиболее изученной является залежь северо-восточного блока.
Она находится на глубине 1545 м и приурочена к пласту песчаников в кровле ре­
зервуара. Мощность продуктивного пласта в пределах ловушки составляет 37 м.
143
Средние значения открытой пористости составляют 18 %, газопроницаемость не
3
2
3
превышает 40x10" мкм . Дебит газа из залежи составил 50 тыс. м /сут. По составу
газ метановый. Вместе с газом в процессе испытания поступал конденсат. По типу
ловушки залежь относится к пластовым, сводовым, дизьюнктивно экранирован­
ным.
Пайяхское нефтяное месторождение тектонически приурочено к южному
борту Восточно-Носковской впадины Центрально-Таймырского мегапрогиба. Неф­
тяная залежь выявлена в 1990 г. в нижнехетской свите, сложенной преимушественно известковистыми и глинистыми алевролитами. В плане залежь приурочена к
Южно-Пайяхскому неантиклинальному объекту, выделенному по результатам
сейсморазведочных работ (Моргунова, 1991 г.). В разрезе этого объекта валанжинберриасская толша представлена серией седиментационных клиноформенных об­
разований. При испытании проницаемого пласта, разделенного на два прослоя пес­
чаников мощностью 3,6 м и 4,4 м, в интервале 3420-3436 м (скв. 1) получен приток
нефти с газом дебитом 33 м /сут. Коллектор характеризуется как песчаник с известковистым цементом. Общая мощность пласта 16-21 м, открытая пористость песча­
ников по геофизическим данным - 19-21 %, нефтенасыщенность 50-60 %. Залежь
характеризуется аномально-высоким пластовым давлением, пластовая температура
составляет 78 ^С. Нефть относится к категории малосернистых, малосмолистых,
парафинистых, плотность нефти - 0,825 г/см^. Газ по составу метановый (СН4 - 64,3
%), содержание тяжелых УВ составляет 13 %, присутствует азот (22,4%), гелия 0,005%. По коэффициенту сухости газ относится к жирным. По типу ловушки за­
лежь относится к пластовым сводовым литологически экранированным.
Нанадянское месторождение газа приурочено к одноименному локальному
поднятию на западном краю Танамской структурной террасы. Месторождение от­
носится к категории однозалежных.
Газовая залежь в пласте проницаемых песчаников средней части суходудинской свиты (интервал 2233-2241 м) относится к типу пластовых сводовых.
На Яровской площади в кровле суходудинской свиты в интервале 2260-2268
м получен промышленный приток газа, абсолютно свободный дебит 50 тыс. м'^/сут.
144
Газовая залежь относится к типу пластовых сводовых. В вымской свите в интерва­
ле 3761-3761,5 м получен промышленный приток газа с конденсатом и значитель­
ным содержанием парафина.
На Горчинском локальном поднятии в верхней части долганской свиты
вскрыта газовая залежь
в интервале 788-796 м. Дебит газа составил 40,9 тыс.
м^/сут. Залежь относится к типу пластовых сводовых. При испытании пласта Нх-1У
в интервале 2475-2484 м получен слабый приток нефти дебитом 0,976 м^/сут.
На Турковской площади отмечен приток нефти дебитом 2 мЗ/сут в породах
нижнехетской свиты.
В пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области открыто к настощему
времени 32 месторождения нефти и газа, среди которых преобладают многозалеж­
ные.
Сузунское газоконденсатнонефтяное месторождение расположено в северо­
восточной части Пур-Тазовской НГО на Сузунском валу Большехетской структур­
ной террасы. В суходудинском резервуаре открыто две пластовые залежи.
Залежь СД-1У-У11 газовая пластово-массивная, сводовая. Залежь пласта СД-Х1
приурочена к подошвенной части резервуара и связана с песчаниками пористостью
до 23,3 % и проницаемостью до 437,9x10"^ мкм^. Тип залежи - пластовая, массивная
сводовая. Нефть по УВ составу нафтено-метановая, легкая, малосернистая с низким
содержанием смол, парафинистая, плотность ее составляет 821,2 кг/м^.
Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта Нх-Ш пластовая сводовая литологически ограниченная. Скважина Сузунская 23 вскрыла небольшую газовую шап­
ку.
Ванкорское газонефтяное месторождение расположено на Лодочном валу
Большехетской структурной террасы. В долганском резервуаре залежь связана с
алевритами и песками пласта Дл-1 в кровле долганской свиты. Пористость коллек­
торов достигает 30-32 %. Залежь газовая пластовая сводовая. Дебит газа при испы­
тании скважины 4 составил 104,2 тыс. м^/сут. Газоводяной контакт условно принят
на абсолютной глубине - 980 м. Высота залежи 30 м.
145
В яковлевском резервуаре залежь приурочена к мощной пачке песчаников,
объединяющих пласты Як-П и Як-IV. Залежь нефтяная, пластово-массивная сводо­
вая. Нефть залежи яковлевского резервуара малосернистая, малосмолистая, малопарафинистая, по углеводородному составу - метановая.
Залежь песчаного пласта Нх-1 нефтяная пластовая сводовая. Дебит нефти при
испытании достигал 43,4 м^/сут. В пласте Нх-Ш выявлена газонефтяная пластовая
сводовая залежь.
Тагульское газонефтяное месторождение приурочено к одноименному под­
нятию, осложняющему южную периклиналь Лодочного вала Большехетской струк­
турной террасы. В долганском резервуаре выделяется две залежи. Залежь пласта
Дл-1 относится к нефтегазовым пластовым сводовым. Залежи в пластах Дл-IVi и
Дл-1У2 вскрыты скважиной Тагульской 10. В пласте Дл-IVi из интервала 1313-1325
м получен приток газа, дебит которого достигал 112 тыс. м^/сут. Ниже в пласте ДлIV2, отделенном от пласта Дл-IVi 15-ти метровой алевро-глинистой пачкой, из ин­
тервала 1351-1355 получен приток нефти дебитом 10,0 MVcyr с примесью пласто­
вой воды. Учитывая особенности строения долганского резервуара, заключающие­
ся в невыдержанности по площади как алевро-песчаных, так и алевро-глинистых
пачек, предполагается единая газонефтяная залежь в пласте Дл-IV. (Кузнецов, Конторович, 1995). В яковлевском резервуаре Тагульского месторождения открыто 3
залежи. Залежь пласта Як-1, связанная с песчаниками пористостью 22 %, - нефтега­
зовая пластовая сводовая литологически ограниченная. Дебиты притоков газа из­
меняются в пределах 54,3 - 206,8 тыс. м^/сут., дебиты нефти достигают 28 м^/сут.
Залежь пласта Як-П связана спесчаниками поритостью 20-23 %. Тип залежи нефте­
газовая пластовая сводовая литологически ограниченная. Дебиты притоков газа из
залежи составляют 94,8 - 114,7 тыс. м^/сут., нефти - 62,6 - 94,8 м^/сут. Залежь пласта
Як-Ш связана с базальными песчаниками яковлевского резервуара. Дебиты газа
достигают 167 м^/сут. В скв. 6 вместе с газом получено небольшое количество неф­
ти. Залежь нефтегазовая пластовая сводовая.
Лодочное нефтегазоконденсатное месторождение расположено в централь­
ной части Лодочного вала в пределах Большехетской структурной террасы. В сухо-
146
дудинско-малохетском резервуаре залежь приурочена к пласту Мх-1 в кровле малохетской свиты, сложенному песками и песчаниками пористостью до 25 %. Притоки
нефти и газа из этого пласта на месторождении получены всего в одной скважине 3.
Дебит нефти составил 458,4 м^сут., приток свободного газа до 205,1 тыс. м'^/сут.
Залежь нефтегазовая пластово-массивная сводовая. Положение ВПК привито ус­
ловно на отметке -1832 м. В яковлевском резервуаре открыто 4 залежи нефти и га­
за. Нефти, полученные из залежей яковлевского резервуара тяжелые, плотность их
О, 905-0,860 т/и^, малосернистые (до 0,27 %), смолистые (7,59 %), малопарафино­
вые (до 2,01 %). Свободный газ этих залежей преимущественно метановый (93,398,2 %) с незначительным содержанием тяжелых УВ. Плотность газа изменяется от
0. 67 до 0,72 кг/м^. В нижнехетском резервуаре открыто 2 залежи. Залежь пласта Нх1, связана с песчаниками пористостью до 24 %, относится к нефтегазоконденсатным пластово-сводовым литологически ограниченным. Дебиты притоков газа с
конденсатом при испьггании скважины 2 составили: газа - 222,7 тыс. м^/сут, кон­
денсата - 67,4 м^/сут. Дебит притока нефти из скважины 1 составил 9,5 м^/сут. За­
лежь пласта Нх-Ш приурочена к песчаникам приподощвенной части резервуара,
пористость которых 18-19 %. Залежь классифицируется как нефтегазовая пластовая
сводовая.
В Надым-Пурской нефтегазоносной области на территории трех нефтегазо­
носных районов открыто 40 месторождений нефти и газа, в том числе Уренгойское
нефтегазоконденсатное месторождение. Оно приурочено к группе локальных под­
нятий в пределах Уренгойского вала, который характеризуется субмеридиональ­
ным простиранием, размерами по верхнеюрским отложениям 180x25 км и ампли­
тудой 400 м. В юрском нефтегазоносном комплексе открыта залежь горизон­
та Ю 1 , которая приурочена к пласту песчаников и алевролитов в отложениях
васюганской свиты. Залежь нефтяная, малодебитная, по типу ловушки пла­
стово-массивная, сводовая. В берриас-готеривском резервуаре открыто 15
залежей в песчаных пластах мегионской и вартовской свит. В сеноманском
резервуаре открыто три залежи в отложениях по1о^рской свиты.
147
Енисей-Хатангская НГО
г
го
ь
ей
о
Танамская
Салпадинская
О
го
с;
С
ш
о
о
X
(-к
с;
сш
Нс-1-1У
Насоновская Нс-У
ф Дорожковская
ш
Дл-1 Г
Дл-11-111
Долганская
X
<и
е
о
ш
X
ссо
о
1
1
о
X
I
X
а>
с.
о
о
X
ш
о
О
6
й
0)
8
0)
ш
о
о ш
ш
1 X
о
о
©
0
) о
о
X
о. Iго
О
о
Пур-Тазовская НГО
ш
о
§ ф
о
о X ^
X
X
о
X
ю
ш
к
го
о. го
с; о
го
т 3
ф
о
i£
§
о
о >Xс:з
ф го
ю
го
X с
ф
ф
о
X
о:
ф §
о
X
о
X
1
X
го о
X Ко. О
1
о
§
ф
5
Г
Г-
г
гн
гн
н
н
0
гк
г
г
гк
гк
г
гкн ГК гкн
гк гкн
гкн гкн
гкн гк гк 0
гн
гн гн
гн гн
гн гн
г
Г
гк
гк
0"
гкн
0
гкн
гкн
гкн
гн
гк
0 • гкн 0 г
н
•
гк
г
Г
гк
0
0
0
ГК
ГК
Лайдинская
Дж-1
Джан год ска я Дж-П
Дж-111
Левинская
Зимняя
Зм-1
гн
Г
ГК
гк
Точинская
^
,^
X
о
]_
г
0
Сг-1
Мл-1
Малышевская Мл-И
Мл-111
Мл-1У
о Леонтьевская
Вымокая
Вм-1
X
о
гн
Гольчихинская Д-|-У
Сиговская
ф
о
г
Яковлевская
1
1
X
Дл-1У
Як-1
Як-Н
Як-111
Як-1У
Малохетская Мх-1
Сд-0
Сд-1
Сд-И
Сд-111 гк
Сд-1У гк
гк
Суходудинская Сд-У1 гк
Сд-У11
Сд-У111 гк
СД-1Х гкн
Сд-Х
Сд-Х!
Сд-Х II
Нх-1
Нижнехетская Нх-11
Нх-111
Нх-1У
ф
о
о
о
ГК
Рис. 39, Размещение залежей в разрезе Енисей-Хатангской и северо-восточной части ПурТазовской нефтегазоносных областей, (по Л.Л.Кузнецову, 1974, 1995)
Залежи: Г-газовые, ГН-газонефтяные, ГК-газоконденсатные, ГКН-газоконденсатные с нефтяной
оторочкой, Н-нефтяные; притоки; о-газа, • -нефти
148
ГЛАВА 4. ПОТЕНЦИАЛ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ ЮРСКО-МЕЛОВЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ
В настоящее время многими исследователями по разным нефтегазоносным
бассейнам установлено, что нефтегазогенерационные свойства отложений зависят
от состава и количества органического вещества и степени его катагенетической
преобразованности.
4.1. Фациально-генетический тип органического вещества
Результаты исследований состава органического вещества мезозойских
отложений изучаемой территории углепетрографическими методами подробно из­
ложены
в
работах
А.П.Афанасенкова,1984,
А.И.Данюшевской,
И.Н.Дроздовой,
А.Э.Конторовича,
1971,
Е.И.Соболевой, 1983,
1965,
А.Г.Войцеховской,
1968,1973,1974,
Г.М.Парпаровой,
1990,
1974,1977,
Г.Н.Карцевой,
И.Д.Поляковой,
1985,
1983,
Д.С.Сорокова, 1971, П.А.Трушкова, 1966, З.З.Ронкиной,
А.Н.Фомина 1987, и других. Собственных детальных исследований фаци-
ально-генетического типа РОВ не проводилось.
В целом ОВ осадочных пород изучаемой территории относится к смешанному
генетическому типу и характеризуется большим разнообразием микрокомпонент­
ного состава. Смешанные типы РОВ формировались в широком диапазоне фациальных условий - от лагунно-континентальных до морских глубоководных. Разно­
образный вещественный состав РОВ обусловлен особенностями седиментации ор­
ганического материала в условиях небольшого бассейна - относительно узкого
морского пролива между сушей Сибирской платформы и крупным островом, рас­
полагавшимся в пределах Таймыра.
ОВ накапливалось либо в виде тонкодисперсной, сорбированной глинистыми
минералами форме, либо в микроконцентрированной форме в виде растительного
детрита различной размерности и небольших линзочек гелифицированного, пре­
имущественно террагенного ОВ. Генетическая диагностика показала преобладание
детритных форм ОВ в песчано-алевритовых породах; для глинистых более харак­
терны сорбированные формы. Аллохтонный растительный детрит вместе с терригенным материалом в большом количестве сносился с суши Сибирской платфор­
мы, и в значительной степени разубоживал автохтонное (аквагенное) РОВ.
149
Гумусовым характером обладает органическое вещество апт-альбских (яковлевская
свита),
верхневаланжинских
(суходудинская
свита),
бат-
нижнекелловейских (малышевская свита) и оксфорд-нижнекиммериджских (сиговская свита) отложений. В породах отмечаются концентрированные формы скопле­
ния ОВ в виде маломощных прослоев угля гумусового типа. В алевролитовых и
алеврито-песчаных породах отмечается явное преобладание ОВ террагенного типа
- это мелкие гелифицированные волокна типа витринита, фюзенизированные об­
рывки растительных тканей иногда с сохранившейся клетчатой структурой, обрыв­
ки липоидных компонентов (кутикулы, микроспоры, смоляные тела).
В петрографическом составе органической массы углей нижнемеловых и
среднеюрских отложений преобладает витринит - 92-100% лейптинита -
0-6%.
Мацераны группы витринита представлены в основном коллинитом, реже теллинитом и витродетринитом. Группа лейптинита представлена споринитом и кутинитом. В остальной части разреза преобладают породы с более сапропелитовым ха­
рактером исходного органического вещества.
Юрские отложения
По данным А.Н.Фомина, 1987, во всех алеврито-глинистых отложениях юр­
ского возраста севера Западно-Сибирской плиты РОВ по генетическому признаку
относится к гумито-сапропелитовому типу, лишь в малышевской и сиговской сви­
тах доминируют остатки высших растений. Они представлены преимущественно
витринитом и только в сиговской свите в значительных количествах присутствует
фюзинит. Преобладающий в вещественно-петрографическом составе РОВ сапро­
пелевый материал чаще всего сложен коллоальгинитовой тонкодисперсной массой,
сорбированной глинистыми частицами. В нем нередко встречаются хорошо сохра­
нившиеся фрагменты желто-зеленых водорослей рода Pila, присутствуют синезеленые водоросли. В осадке эти планктонные организмы, имевшие жировой со­
став, играли существенную роль и могли являться одним из источников генерации
УВ. Как показывают исследования керогенов и их петрографического состава в от­
дельных скважинах Западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба и
Уренгойского района в составе органического вещества чисто альгинитового мате-
150
риала очень мало. В нижнеюрских отложениях Тюменской сверхглубокой скважи­
ны преобладающим компонентом органического вещества является витринит.
В
нижне-среднеюрских
отложениях
Енисей-Хатангского
прогиба
А.Г.Войцеховская (1977) выделяет две области: восточная и западная. В восточной
части отмечается морской режим бассейна с нормальной соленостью. Веществен­
ный состав характеризуется высоким содержанием (более 50%) сапропелевого ОВ
в алевролито-глинистых породах и аллохтонным гумусовым ОВ в алевритопесчаных породах. В западной преобладали бассейны с неустойчивым режимом
осадконакопления (опресненные заливы, лагуны, озера, равнины, временами зали­
вавшиеся морем). Предобладает аквагенное ораганическое вещество - фитопланк­
тон сине-зеленых водорослей (64-67%) в алеврито-песчаных породах. Присутству­
ет коллоальгинит и витринит.
По данным А.И.Данюшеской и др. (1974), в отложениях нижне-среднеюрской
формации сапропелевое вещество сложено главным образом, продуктами преобра­
зования водорослей. Специфика сапропелевого вещества, образованного зелеными
водорослями, четко проявляется преобладанием в составе метановых УВ твердых
парафинов. ОВ нижнеюрских глинисто-алевролитовых пород представлено чере­
дованием сапропелево-гумусовых и гумусово-сапропелевых компонентов. Петро­
графические исследования образцов из отложений зимней свиты свидетельствуют
об обогащенности глинистых пород свиты микрокомпонентами гумусового проис­
хождения, наряду с которыми значительную роль играют карбонатизированные ос­
татки сине-зеленых водорослей. ОВ левинской свиты на Малохетском валу отно­
сится к классу гумито-сапропелитов
В сапропелевом ОВ джангодской свиты преобладают либо сине-зеленые во­
доросли, либо коллоальгинит; в гумусовом ОВ - витринитовые составляющие
(Афанасенков А.П., 1984) Количество гумусовых и сапропелевых компонентов в
пределах разреза одной площади или в пределах нескольких площадей изменяется
неравномерно. Мелководно-морские лагуны, в которых накапливалось РОВ, веро­
ятно, различались по степени засолоненности, глубине и т.п. Условия фоссилизации ОВ не были резкими, а носили постепенный характер.
151
РОВ малышевской свиты относится к классу гумолитов, сапрогумолитов с
преобладающим витринитовым микрокомпонентным составом гумусового вещест­
ва. В составе органического вещества отмечаются сине-зеленые водоросли.
На смену водорослевым формам гумито-сапропелитов нижне-среднеюрских
отложений приходили с углублением бассейна, в верхнеюрское время, зоопланктонные и бентосные формы. В составе РОВ преобладают микрокомпоненты груп­
пы сорбомикстинита фито- и зоогенного генезиса (62-81%), гумусовые компонен­
ты - витринит 10-25%; инертинит -3-6%.
Органическое вещество верхнеюрских отложений относится к гумусовосапропелевому типу. Сапропелевое вещество состоит из сине-зеленых водорослей
и коллоальгинита, который близок по характеру к микстиниту, присутствует зоогенный материал. Гумусовое вещество состоит из витринита, возрастает содержа­
ние инертинита. (Данюшевская А.И., 1968).
Органическое вещество сиговской свиты имеет смешанный состав. Преобла­
дает гумусовая составляющая. Наряду с витринитом в значительных количествах
присутствует фюзинит, что может быть связано с процессами окисления в диагене­
зе.
В верхней юре (волжский век) и раннем мелу (валанжин) по данным
А.Г.Войцеховской (1977) на всей территории Енисей-Хатангского прогиба и севе­
ро-восточной части Пур-Тазовской НГО преобладают морские бассейны с нор­
мальной соленостью, в которых накапливалось органическое вещество с высоким
содержанием сапропелевой составляющей (более 50%) в алевролито-глинистых
породах и аллохтонным гумусовым ОВ в алеврито-песчаных породах.
По всему разрезу юрских отложений западной части Енисей-Хатангского про­
гиба гумито-сапропелиты характеризуются высокими содержаниями коллоальги­
нита. Однако состав его не однотипен. В отложениях нижне-среднеюрской форма­
ции РОВ сложено главным образом продуктами преобразования водорослей, в от­
ложениях верхней юры основная масса ОВ образована остатками фито- и зоо­
планктона.
Нижнемеловые отложения.
152
В алеврито-глинистых отложениях нижнехетской
свиты
преобладает са­
пропелевое РОВ, фитопланктонного генезиса, главным образом сине-зеленых во­
дорослей (А.Г.Войцеховская, 1974). Аллохтонного гумусового материала мало. По
органическому веществу, как правило развивается пирит в виде мелких кубических
кристалликов и округлых шаровидных включений
РОВ суходудинской свиты чаще относится к сапропелево-гумусовому типу, с
преобладающе витринитовым составом гумусового вещества. Наблюдаются об­
ломки
углистого
детрита
и
маломощные
прослои
угля.
По
данным
А.И.Данюшевской и др. (1973) угли дюрено-клареновые с липоидными компонен­
тами. В глинах в некоторых случаях по микротрещинам фиксируется битум. Тип
битумопроявлений, вероятно, следует диагностировать как эпигенетический и
смешанный. Начавшаяся в конце валанжина регрессия моря привела к широкому
развитию по всей территории севера Сибири РОВ преобладающе гумусового гене­
зиса, с витринитовым микрокомпонентным составом
РОВ малохетской свиты по генетической классификации относится к классу
сапрогумолитов. Предполагается, что в породах свиты преобладающей является
сингенетичная форма битумопроявлений (А.И.Данюшевская и др., 1973).
В
отложениях
апт-альба
обстановки
осадконакопления
лагунно-
континентальные на всей территории и органическое вещество характеризуется
высоким
содержанием
автохтонной
гумусовой
составляющей
в
алеврито-
глинистых и алеврито-песчаных породах. Яковлевская свита является наиболее угленасыщенной. РОВ представлено микрокомпонентами гумусового типа. Преобла­
дают гелифицированные микрокомпоненты, обломки витринита. В породах часто
встречаются отпечатки и включения обугленных растительных остатков, прослои и
линзы угля, на плоскостях напластования отмечаются намывы углисто-глинистого
материала. Сапропелевый материал отмечается в виде продуктов преобразования
сине-зеленых водорослей. Коллоальгинит встречается спорадически, в незначи­
тельных количествах и в основном в глинистых алевролитах. В целом РОВ яковлевской свиты принадлежит к классу гумолитов.
Данных по составу органического вещества верхнемеловых отложений мало,
в целом РОВ относится к гумусово-сапропелевому типу.
153
Таким образом, наиболее точно установлены высокие содержания сапропеле­
вой составляющей
(более 50 %) в алеврито-глинистых породах верхней юры
(яновстанская, гольчихинская свиты). Основная масса ОВ в них образована остат­
ками фито- и зоопланктона и характеризуется повышенной нефтегенерирующей
способностью. В соответствии с повышенными в целом содержаниями ОВ в поро­
дах (Сорт достигает 1-4 % в алевролито-глинистых пачках) верхнеюрские отложе­
ния можно рассматривать в качестве надежно установленного нефтегенерирующего (с учетом катагенетической преобразованности) комплекса отложений в преде­
лах изучаемой территории.
В нижне-среднеюрских отложениях также зафиксированы высокие содержа­
ния сапропелевой составляющей (более 50 %) в алевролито-глинистых породах,
РОВ сложено главным образом, продуктами преобразования водорослей. Однако,
вследствие очень малого количества данных реализованный нефтегенерирующий
потенциал
(с
учетом
катагенетической
преобразованности
ОВ)
нижне-
среднеюрских отложений во многом остается еще слабо изученным.
И еще одним уровнем, требующим дальнейшего внимательного изучения яв­
ляются алевролито-глинистые отложения нижнехетской свиты. В алевролитоглинистых отложениях нижнехетской свиты преобладает сапропелевое органиче­
ское вещество фитопланктонного генезиса. Данные отложения (совместно с верх­
неюрскими) также могли служить источником нефти, однако этот вопрос требует
дальнейшего изучения.
4.2. Распределение органического вещества
Характеристика юрско-меловых отложений по обогащенности органическим
веществом приводится на основе проведенных расчетов средневзвешенных содер­
жаний Сорт.
Нижняя юра. Балахнинская
с в и т а (11Ь1). Средневзвешенные со­
держания подсчитаны на Балахнинской, Кубалахской и Новой площадях. Среднее
содержание в алевролитах 0,71-1,2 %, в аргиллитах 1,1-1,65 %. Содержание С орг в
песчаниках 0,24 % принято по аналогии с верхнеюрскими отложениями. Средне-
154
взвешенные содержания по балахнинской свите возрастают от скв. Кубалахской 1
(0,78 %) до Новой площади (1,15 %).
З и м н я я с в и т а ( 1 1 г т ) . Средневзвешенные содержания С орг по свите не
подсчитаны, т.к. имеется по толще всего одна проба серого алевролита с содержа­
нием 0,99 % из разреза скважины Волочанской 1.
Вымокая
с в и т а ( 1 2 У т ) . Содержание Сорг в песчаниках - 0,07-0,37 %,
среднее 0,20, содержание в аргиллитах и глинистых алевролитах 0,46 - 2,14 %.
Средневзвешенные содержания Сорг изменяются от 0,58 до 1,37 %. Повышенные
значения отмечаются на Пеляткинской (скв. 15) и Новой (скв.2) площадях. Низкое
значение средневзвешенного содержания Сорг отмечается в скважине Соленинской 25. В пределах Балахнинского вала средневзвешенные содержания изменяют­
ся от 0,92 до 1,19%.
Л е о н т ь е в с к а я с в и т а (Т21п). Сложена глинисто-алевролитовыми поро­
дами, среди которых преобладают глинистые алевролиты с содержанием Сорг
0,43-2,00 %. Для песчаников было взято среднее содержание 0,30 % по аналогии с
более представительными толщами. Средневзвешенные значения Сорг по свите
изменяются от 1,15 до 1,47 %. Наибольшей обогащенностью
Сорг отличаются
глинистые отложения Балахнинского мегавала - до 1,47 %. В западной части Енисей-Хатангского прогиба средневзвешенные содержания составляют 1,31 -1,38 %.
Наименьшее значение отмечено в скважине Новой 2 (1,15 %).
М а л ы ш е в с к а я с в и т а ( 1 2 т 1 ) . Содержание Сорг в песчаникахмалышевской свиты составляет 0,14-0,32 %, в алевролитах - 0,29-1,9 %, в аргиллитах - 0,34 1,8 %, Средневзвешенное содержание по свите варьирует от 0,71 до 1,4 %. Повы­
шенные содержания отмечаются в восточной части Енисей-Хатангского прогиба, в
пределах Балахнинского мегавала: 1,16-1,34 %, а также на Пайяхской площади по­
лучено высокое значение - 1,4 % на вскрытую мощность. В пределах УстьЕнисейского района средневзвешенные содержания Сорг ниже - 0,71-1,05 %.
Средняя-верхняя
юра. Точинская
свита
( J 2 - з t n ) . Средневзве­
шенные содержания по свите не были подсчитаны, так как мало данных. Из разреза
СКВ. Горчинской 1 отобрана проба алевролита с содержанием С орг 1,05 %. В ар­
гиллитах СКВ. Соленинской 25 содержание Сорг изменяется от 0,59 до 1,81 %. По
155
опубликованным данным (И.Д.Полякова и др. 1983) на литологический комплекс
точинской свиты средневзвешенное содержание С орг состаляет 1,14 %. Средне­
взвешенное содержание Сорт для песчаников и алевролитов составляет 0,84 %, для
аргиллитов и глин - 1,19 %.
Сиговская
CBHTa(J3Sg).
По данным Поляковой И.Д. и др. (1983) средневзвешенное содержание С орг.
на литологический комплекс точинской свиты в Енисей-Хатангском прогибе со­
ставляет 0,63 %. Средневзвешенное содержание по песчаникам и алевролитам 0,43 %, по глинам и аргиллитам -0,79 %.
Я н о в с т а н с к а я с в и т а ( J s - K J a n ) . Среднее содержание Сорт в алевро­
литах варьирует от 0,59 % на Сузунской площади до 1,26 % (скв.Тайкинская 2), в
аргиллитах Сорт составляет 0,71-1,72 %. Содержание Сорт в песчаниках не опреде­
лено, поэтому взято среднее значение 0,24% аналогично нижнемеловым отложени­
ям. Средневзвешенное содержание Сорт по яновстанской свите изменяется от 0,73
до 1,23 %. Повышенные значения отмечаются на Озерной и Тайкинской площадях.
На Сузунской площади средневзвешенное содержание Сорт на толщу - 0,73 %.
Средняя юра - нижний мел. Гольчихинская
CBHTa(J2-Kigl).
Среднее содержание Сорт в песчаниках - 0,24 %, содержание Сорт в алевролитах
варьирует от 0,82 до 1,3 %. Среднее содержание С орг в аргиллитах - 0,86-1,6 %. В
образцах, обогащенных углистым материалом содержание Сорг достигает 10,75 %.
Средневзвешенное содержание по свите изменяется от 1,22 до 1,63 %. Повы­
шенные значения средневзвешенных содержаний Сорг получены в восточной час­
ти прогиба на Кубалахской, Восточно-Кубалахской, Новой, Западно-Кубалахской ,
Массоновской площадях.
Нижний мел. Нижнехетская
с в и т а ( K i n c h ) . Содержание Сорг в
песчаниках 0,13-0,37 %, в алевролитах - 0,3-0,98 %, в аргиллитах среднее содержа­
ние Сорг изменяется от 0,38 до 1,24 %. Средневзвешенное содержание
Сорг по
свите находится в пределах 0,42 - 0,70 %.
По имеющимся данным, по площади прогиба средневзвешенные значения
Сорг распределены равномерно. Повышенные значения отмечаются на Ванкорской, Пайяхской, Соленинской, Тайкинской площадях, в разрезах скважин Maceo-
156
невской 363, У таковской 1 - 0,6-0,7%. В пределах Сузунской площади средне­
взвешенное содержание Сорг варьирует от 0,42 до 0,65 %.
В погруженных областях Западной части Енисей-Хатангского прогиба вместо
нижнехетской свиты выделена шуратовская свита (нижний валанжин-берриас),
которая представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников (Ре­
шения стратиграфического совещания, Тюмень, 1991). Глинистые разности темносерого цвета, тонкослоистые. Песчаники светло-серые, алевролиты серые, темносерые, глинистые. Для шуратовской свиты характерна большая мощность глини­
стых пород, чем в нижнехетской свите. Среднее содержание Сорг в песчаниках со­
ставляет 0,15-0,38 %, в алевролитах - 0,63-1,39 %, в аргиллитах среднее содержание
С орг изменяется от 0,51 до 1,04 %. Средневзвешенное содержание Сорг по свите
находится в пределах 0,55-0,81 %, отмечается повышение значений в направлении
с юга на север от Аномальной площади к Дерябинской и Хабейской. В западной
части Дерябинской площади в отложениях шуратовской свиты, в скважинах Дрб
11, 14, 15 по имеющимся данным прослеживается слой с низким содержанием Сорг
в песчаниках и аргиллитах в интервале глубин:
Дрб 11, 2617-2632 м, содержание Сорг 0,02-0,07 %,
Дрб 14, 2622-2624,8 м, содержание Сорг 0,02-0,03 %,
Дрб 15, 2617-2628 м, содержание Сорг 0,06 %,
предположительно связанный с повышенным количеством карбонатного ма­
териала. В скважине Аномальной 51 в отложениях шуратовской свиты встречаются
тонкие прослои известняков, известковистых песчаников с содержанием Сорг 0,05-0,18%.
Суходудинская
свита
(К18(1). Средневзвешенные содержания Сорг
рассчитывались в целом по свите. Содержание Сорг в песчаниках в разных сква­
жинах варьирует от 0,02 до 0,55 %, в алевролитах 0,15-1,22 %, в аргиллитах Сорг
составляет 0,26-1,11 %. В углистых алевролитах и аргиллитах содержание Сорг
достигает 14,2 %.
Средневзвешенные содержания Сорг по суходудинской свите изменяются от
0,42 до 0,64 %. Наибольшие значения средневзвешенных содержаний получены
157
ДЛЯ скважин: Нанадянской 310, Соленинской 16, Ушаковской 10, Казанцевской
площади - 0,61-0,64 %.
Б а й к а л о в с к а я свита. Имеющихся данных мало для характеристики свиты.
Данные получены только по скв. Хабейской 1 и Южно-Носковской 318, всего 5
проб. В песчанике содержание С орг -0,27 %, в алевролите - 0,31 %, в аргиллитах
от 0,48-0,58 %.
Малохетская
с в и т а (К1тс11). В образцах, обогащенных углистой орга­
никой отмечается содержание Сорг до 17 %. Средневзвещенные содержания Сорт в
малохетской свите невысокие: 0,45-0,76 %. Отмечается увеличение средневзве­
шенных содержаний по свите с севера на юг в западной части Енисей-Хатангского
прогиба и в Приенисейской части Западно-Сибирской плиты от Южно-Носковской
до Тагульской площади.
Средневзвешенные содержания Сорг по я к о в л е в с к о й
свите
(Куак)
подсчитаны только в пределах Тагульской зоны поднятий (северо-восток ЗападноСибирской плиты) в скважинах Ванкорской 5, Лодочной И , Тагульских 5, 6, 7, 10,
12. Так как отбор керна производился только из нижней продуктивной толщи сви­
ты мощностью 100-270 м, то подсчёт средневзвешенных содержаний Сорг осуще­
ствлялся именно по ней. Содержание Сорг в песчаниках варьирует от 0,14% до
0,75%, в алевролитах - от 0,99% до 1,67%, в аргиллитах - от 1,1 до 1,92%.
В про­
бах обогащенных углистым веществом содержание Сорг достигает 8-12 %.
Средневзвешенное содержание Сорг. по толще варьирует в пределах от 1,11
до 1,39%. Повышенные
содержания отмечаются на Тагульской площади. Мощ­
ность продуктивной толщи яковлевской свиты составляет 103-144 м на Тагульской
площади, 270 м - на Ванкорской, 265 м - на Лодочной.
Верхнемеловые отложения не исследовались, т.к. по ним нет данных.
Таким образом, в разрезе Енисей-Хатангского регионального прогиба и севе­
ро-востока Западно-Сибирской плиты повышенными содержаниями органического
вещества выделяются нижняя продуктивная толща яковлевской свиты (изученная в
северо-восточной части Пур-Тазовской НТО) и юрские отложения в целом. В юр­
ских отложениях наибольшими концентрациями ОВ характеризуются отложения
158
балахнинской, лайдинской, юрюнгтумусской, леонтьевской, гольчихинской и гли­
нистые пачки в яновстанской свите (таблица 9.).
Значительных различий в степени обогащенности органическим веществом
стратиграфических подразделений юрско-мелового комплекса отложений по пло­
щади отметить не удалось.
По имеющимся фактическим данным, с учетом небольших интервалов отбора
керна при бурении, нефтегазогенерационные возможности мезозойских отложений
могут быть охарактеризованы следующим образом.
В яковлевской свите (согласно с установленным преобладанием в ней гумусо­
вой составляющей ОВ), при низкой катагенетической преобразованности ОВ (до
стадии ПК(Б) значения Ш достигают только лишь величин в 100-200 мг УВ/г Сорт,
типичных для незрелого ОВ типа III (гумусового) (Ж.Эспиталье, 1985).
В малохетской, суходудинской свитах наряду с образцами, характерными для
яковлевской свиты присутствуют образцы пород с углистым веществом, которые
имеют водородный индекс достигающий значений 400-500 мг УВ/г Сорг. Такие
высокие значения Н1 свидетельствуют либо о существенной примеси лейптинитовых компонентов, либо о примеси сапропелевого материала в алевролитах и аргил­
литах (наряду с углистым детритом), что характерно для ОВ типа II (сапропелевогумусового). Кероген типа II характеризуется более высоким нефтегазоматеринским потенциалом, чем чисто гумусовый кероген (типа III). Водородный индекс
алевролитов и аргиллитов (не содержащих углистых включений) достигающий
значений 350-450 мг УВ/г Сорг типичен для керогена II типа, и при содержании
Сорг 2-4% характеризует материнские породы с хорошим нефтегазоматеринским
потенциалом. Породы с такими характеристиками ОВ встречаются в суходудин­
ской, нижнехетской, шуратовской свитах. Наиболее стабильными высокими пока­
зателями Ш (100-200 мг УВ/г Сорг) обладают алевролиты и аргиллиты нижнехет­
ской свиты, что находится в соответствии с существенной долей сапропелевого ОВ
в них.
Алевролиты и аргиллиты гольчихинской, яновстанской, малышевской, леон­
тьевской, вымской свит, по имеющимся данным обладают ещё более высокими и
стабильными показателями Ш
(150-300 мг УВ/г Сорг), несмотря на более глу-
159
бокое их залегание и частичную реализацию нефтегазоматеринского потенциала.
Отдельные значения Ш достигают 450-550 мг УВ/г Сорт, что свидетельствует о
существенной примеси сапропелевой составляющей в ОВ. Данные А.Г. Войцеховской (1974) подтверждают значительную примесь сапропелевой составляющей в
ОВ юрских отложений региона.
Глинистые алевролиты балахнинской свиты характеризуются значениями Ш,
достигающими 80-180 мг УВ/г Сорт, что указывает на то, что они уже в значитель­
ной степени реализовали свой нефтегазоматеринский потенциал (тоже изначально
довольно высокий).
Сведения по другим свитам, принимающим участие в строении юрского раз­
реза отложений немногочисленны, но они не выходят за рамки закономерностей
выявленных для юрских отложений в целом.
Таким образом, по обогащённости мезозойских отложений Сорт и водород­
ному индексу можно сделать вывод, что наилучшим как нефте- так и газогенера­
ционным потенциалом на изучаемой территории Енисей-Хатангской и ПурТазовской НТО обладают юрские отложения в целом (табл. 9). В них сконцентри­
рованы наибольшие массы ОВ, обладающего хорошим нефтегазоматеринским по­
тенциалом. Вторым уровнем, существенно обогащенным ОВ преимущественно гу­
мусового типа является нижняя часть яковлевской свиты. Некоторое количество
нефти, достаточное для аккумуляции в залежах, гумусовое ОВ может генериро­
вать. Примером этого может быть дельтовая глинистая толща верхнемелового воз­
раста из бассейна Дуала (Камерун), с которой связаны скопления нефти и газа
(Ж.Эспиталье, 1985). Остальные свиты изученного разреза, несмотря на присутст­
вие в аргиллитах и алевролитах ОВ, обладающего довольно хорошими нефтегазогенерационными возможностями, значительно уступают отложениям юры и яков­
левской свиты по общей массе сконцентрированного в них ОВ, и поэтому могут
рассматриваться как вспомогательный источник УВ.
Необходимо учитывать то, что интервалы отбора керна при бурении скважин
небольшие и, следовательно, геохимическое изучение осадочного разреза получа­
ется фрагментарным. Возможно, по этой причине мы не можем на сегодняшний
момент конкретно выделить нефтегазоматеринские толщи.
Таблица 9
Обогащенность юрско-меловых
Свита (толща)
отложений органическим веществом и его фациальногенетический тип
Тип ОВ
Отдел
водородный индекс, Н1
мг УВ/г Сорг
Средневзвешенные по скважинам содержания
Сорг., %
минимальное
максимальное
среднее
1,11
0,45
1,39
1,24 (7)
0,76
0,62 (6)
0,35
0,39
0,37 (2)
К1
нижняя часть яковлевской свиты
Г, С-Г
100-200
К1
малохетская свита
С-Г
100-200 до 400-500
К,
байкаловская свита
С-Г
К1
су^одудинская свита
С-Г
100-200 до 400-500
0,42
0,64
0,53 (28)
К1
нижнехетская свита
г - с
100-200 до 450
0,42
0,70
0,58 (40)
К1
шуратовская свита
г - с
100-200 до 450
0,55
0,81
0,72 (17)
гольчихинская свита
г - с
150-300 до 450-550
1,22
1,63
1,41 (21)
яновстанская свита
Г-с
150-300 до 450-550
0,73
1,23
1,01 (6)
сиговская свита
С-Г
0,63
точинская сита
Г-с
1,14
малышевская свита
С-Г
150-300 до 450-550
0,71
1,4
1,0 (20)
леонтьевская свита
Г-с
150-300 до 450-550
1,15
1,47
1,35(9)
вымокая свита
Г-с
150-300 до 450-550
0,58
1,37
1,06 (9)
балахнинская свита
Г-с
80-180
0,78
1,15
1,02(6)
Ъ
к
161
4.3 Катагенез органического вещества
Как отмечалось при описании методики исследований (глава 2) по от­
дельным скважинам или площадям изучаемой территории построены графики из­
менения Т т а х с глубиной. Конфигурация линии нарастания катагенеза ОВ с глу­
биной для Енисей-Хатангской и Пур-Тазовской НГО совпадает и для наиболее по­
груженных структур и для поднятий (исключая Уренгойский вал), и при этом орга­
ническое вещество с одинаковой степенью катагенеза на разных структурах нахо­
дится сейчас на разных глубинах (рис.40). По данным А.Э.Конторовича и др., 1967
степень катагенеза ОВ юрско-меловых отложений Западно-Сибирской плиты нахо­
дится в прямой зависимости от температурных условий. Сходная линия нарастания
катагенеза ОВ говорит об одинаковом палеогеотермическом градиенте на всей изу­
чаемой территории. Разная глубина залегания ОВ с одинаковой степенью катагене­
за связана с тем, что эти отложения в более поздние эпохи были приподняты на
разную высоту на разных структурах. В построениях, предлагаемых в этой работе.
Тюменская сверхглубокая скважина (СГ-6) принята за уровень максимального по­
гружения на основании данных И.П.Варламова и др. (1970). В наиболее погружен­
ной части Дудыптинско-Жданихинского прогиба в скважине Массоновской 363
глубинная катагенетическая зональность катагенеза ОВ почти совпадает с таковой
в СГ-6 и это хорощо согласуется с геологической ситуацией. Если в СГ-6, находя­
щейся в погруженной части Колтогорско-Уренгойского грабена, и в погруженной
части
Жданихинского
прогиба,
находящегося
в
восточной
части
Енисей-
Хатангского регионального прогиба органическое вещество было преобразовано до
сходной степени, испытало одинаковые палеотемпературы, значит, геотермические
условия в этих структурах были одинаковые в пределах точности полученных дан­
ных. Имеющиеся на сегодняшний день представительные данные по наиболее по­
груженным структурам (скважины Массоновская 363, Южно-Носковская 318, Тю­
менская сверхглубокая) и по поднятиям (скважины Новой площади) позволяют
говорить о сходном палеогеотермическом градиенте на поднятиях и в прогибах
изучаемого осадочного бассейна.
Рис. 40.
Нарастание степени катагенеза ОВ по глубине для разных тектонических структур
1- Колтогорско-Уренгойский грабен, 2-Жданихинский прогиб, 3-Западно-Носковская впадина,
4 - Курьинское куполовидное поднятие, 5 -Малохетский вал, 6 - Волочанский вал
163
По юрско-меловым отложениям северо-востока Западно-Сибирской геосинеклизы и Енисей-Хатангского регионального прогиба на основе полученных ма­
териалов определена глубинная катагенетическая зональность органического ве­
щества (табл. 10). Построены шесть геологических разрезов с палеопрофилями
(рис.41-рис.46) и схематическая карта катагенеза ОВ кровли юрских отложений
(рис.47). Линии разрезов выбраны так, чтобы наиболее полно охарактеризовать
геологическое строение и включить наибольшее число скважин, по которым прове­
дена оценка катагенеза ОВ. При построении разрезов и карты использовались
структурно-тектоническая карта масштаба 1: 1000000 по отражающему горизонту
Пб (кровля батского яруса) под редакцией А.К.Битнера, В.А.Кринина (1994). ката­
логи
свитных разбивок
(Г.Д.Назимков,
1995)
и данные
годовых
отчетов
ГГП"Енисейнефтегазгеология". Как основа всех геологических постороений были
рассмотрены
мощности стратиграфических подразделений юрско-меловых отло­
жений изучаемой территории.
Глубинная зональность катагенеза ОВ нанесена на разрезы в соответствии
со сделанными оценками (табл.10). В разрезе мезозойских отложений отмечается
два вида тектонических дислокаций: конседиментационные и постседиментационные. Конседиментационные движения выразились в уменьшении мощности отла­
гающихся осадков на поднятиях и увеличении - во впадинах. Постседиментационные дислокации ярко проявились в преднижнехетском и преднеогеновом размы­
вах.
История развития бассейна последовательно отражена на палеопрофилях.
В течение юрского времени отмечается некоторое увеличение площади
осадочного бассейна с максимальным площадным развитием трангрессии в позд­
ней юре.
В ранней юре происходит устойчивое прогибание бассейна с накоплением
наибольшей мощности осадков в центральных частях прогиба с постепенным
уменьшением мощности к бортам. В восточной части Енисей-Хатангского прогиба
мощность нижнеюрских отложений зафиксирована глубоким бурением и достигает
164
Таблица 10
Глубинная зональность катагенеза органического вещества мезозойских отложений на разных
площадях бурения в пределах Енисей-Хатангской и Пур-Тазовской НГО (на начало градации)
Глубины г эадаций катагенеза ОБ
№
п/п Площадь, скважина
1 Балахнинская 1-3
2 Береговая 1,2
3 Вадинская 1
4 Ванкорская 4,5
5 Верхне-Кубинская 2
6 Волочанская 1,2
7 Восточно-Кубалахская 357
8 Горчинская 1,2
9 Дерябинская 2-7, 9,14,15
10 Джангодская 2, Рассохинская 1
11 Долганская площадь
12 Западно-Кубалахская 359
13 Зимняя 1,5
14 Казанцевская 4-6
15 Кубалахская 1
16 Логатская 361
17 Лодочная 11
18 Майская 1
19 Массоновская 363
20 Мессояхская 1
21 Нанадянская 310
22 Нижне-Хетская 1,2
23 Новая 2
24 Озерная 4,8,10
25 Пайяхская 1-3
26 Паютская 1
27 Пеляткинская 4,15
28 Семеновская 1,2
29 Соленинская 16,21,23-25
Средне-Яровская 2-4,
30 Аномальная 51
Сузунская 3,4,10,20,21,23,
31 Токачинская 1,3,30
32 Суходудинская 1-3
33 Тагульская 7,10,12
34 Тайкинская 1,2,4
35 Танамская 1,2
36 Тундровая 1
37 Турковская 1-3
38 Тюменская сверхглубокая
39 Уренгойская площадь
40 Ушаковская 1-5,10-12
41 Хабейская 1-3
42 Южно-Носковская 318
43 Яровская 2
МК,^ (Д) МК,2(Г) МК,{Ж) МКз' (К)
3640
2250
3070
4100
2990
4020
2170
3560
2920
3740
4310
4770
3340
3910
4370
2520
2190
ЗОЮ
3580
4040
1030
1850
2420
2880
2500
4350
3320
3890
2790
3360
3820
1970
ЗОЮ
3580
4040
2190
2000
2820
3390
3850
2670
3700
1950
3240
3570
2750
4140
4600
1650
2470
3040
2050
2870
3440
3900
3390
2570
3960
2400
3220
2390
3210
3780
4240
1950
2670
3240
3700
2780
3600
4170
4630
2920
3950
2100
3490
2050
2870
3440
3900
1500
1530
2350
2920
3380
2995
3565
4025
2175
3070
3640
4100
2250
1970
2790
3360
3820
2970
3540
2150
4000
1650
2470
3020
3590
4050
2200
МКз'
(ОС)
4440
5190
4790
4460
4770
4240
4460
4270
4120
5020
АК1
(Т) АКг (ПА)
4920
5670
5290
6040
4940
5310
4600
4970
4320
4800
4660
4120
5050
4370
4320
5140
4600
5530
4850
4800
4445
4520
4240
4420
4925
5000
4720
4900
4880
2130
2950
3520
3980
4400
2500
1800
2280
2330
1950
1900
2120
2800
2600
2110
1950
2130
2060
3320
2620
3100
3150
2770
2720
2940
3620
3300
2930
3890
3190
3670
3720
3340
3290
3510
4190
3850
3500
4350
3650
4130
4180
3800
3750
3970
4650
4310
3960
4770
4070
4550
4600
4220
4150
4390
5070
4680
4380
2950
2880
3520
3450
3980
3910
4400
4430
4970
5900
5220
5295
5370
4550
4920
4870
5550
5070
4860
5920
5325
4880
4810
5250
165
1800 м, в западной части изучаемой территории по сейсмическим данным - 11001500 м.
В средней юре продолжается дальнейшее прогибание и углубление бассей­
на. На конец малышевского времени мошность юрских отложений в центральной
восточной области превышает 3 км. В Южно-Носковской впадине мощность ниж­
ней и средней юры около 2 км.
На начало мела до предваланжинского перерыва верхнеюрские отложения
накладываются равномерно по всей территории на подстилающие горизонты сред­
ней юры и их мощность составляет около 900 м в Дудыптинско-Жданихинском,
Агапском и Пайтурминском прогибах. На западе изучаемой территории мощность
верхней юры уменьшается до 300 м в Западно-Носковской впадине.
В конце поздней юры в зону нефтегенерации входят нижние горизонты
нижнеюрских отложений в Агапском, Пайтурминском прогибе, центральной части
Восточно-Носковской впадины, в Дудыптинско-Жданихинском мегапрогибе и от­
ложения в районе Балахнинского вала.
В результате предваланжинских тектонических движений в начале раннего
мела начинается рост Балахнинского, Рассохинского, Малохетского мегавалов, Кубалахского вала и размыв верхнеюрских отложений на этих структурах и бортах
бассейна.
В течение раннего мела происходит интенсивный рост перечисленных вы­
ше структур, начинается формирование Большехетской и Танамской структурных
террас, Дерябинского выступа и, вероятно, Гыданской зоны поднятий. Интенсив­
ное прогибание отмечается в пределах Дудыптинско-Жданихинского мегапрогиба,
Агапского, Пайтурминского прогибов. Западно- и Восточно-Носковских и Пендомаяхской впадин. Все крупные тектонические структуры в значительной степени
сформировались именно в раннемеловое время.
В течение раннего мела на большей части территории нижне- и среднеюрские отложения проходят зону нефтеобразования. В зонах наибольших прогибов в
эту зону входят нижние горизонты верхней юры. Нижняя юра почти полностью
входит в зону газогенерации.
ПАЛЕОПРОФИЛИ
КОНЕЦ РАННЕЙ ЮРЫ (КОНЕЦ ДЖАНГОДСКОГО ВРЕМЕНИ)
1000
2000
КОНЕЦ СРЕДНЕЙ ЮРЫ (КОНЕЦ МАЛЫШЕВСКОГО ВРЕМЕНИ)
•1000
'2000
ПК(Б)
-3000
МК,'Ш)
иооо
НАЧАЛО МЕЛА (ПОСЛЕ ПЕРЕРЫВА)
НАЧАЛО ПОЗДНЕГО МЕЛА (КОНЕЦ ДОЛГАНСЮГО ВРЕМЕНИ)
1-8000
НАЧАЛО НЕОГЕНА (НАИБОЛЬШЕЕ ПОГРУЖЕНИЕ)
Рис. 41 Схематический геологический разрез и палеопрофили по линии I -1
Горизонтальный масштаб
км
О
10 20 30 40
50
СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ПО ЛИНИИ II - II
Влч1
ПАЛЕОПРОФИЛИ
КОНЕЦ РАННЕЙ ЮРЫ (КОНЕЦ ДЖАНГОДСКОГО ВРЕМЕНИ)
"Г °
'1000
2000
КОНЕЦ СРВДНЕЙ ЮРЫ (КОНЕЦ МАЛЫШЕВСКОГО ВРЕМЕНИ)
Мооо
-4000
НАЧАЛО МЕЛА (ПОСЛЕ ПЕРЕРЫВА)
О
О
•1000
-1000
2000
-2000
т
тв1
-3000
МК,'(Д)
-3000
4000
-4000
НАЧАЛО ПОЗДНЕГО МЕЛА (КОНЕЦ ДОЛГАНСКОГО ВРЕМЕНИ)
НАЧАЛО НЕОГЕНА (НАИБОЛЬШЕЕ ПОГРУЖЕНИЕ)
Рис. 42 Схематический разрез и палеопрофили по линии II - II
Горизонтальный масштаб
км
О
Ю
2 0 З О АО 5 0
168
СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ПО ЛИНИИ II
О з Ю Оэ7
О
-1000
-2000
-3000
4000
-5000
ШУО
•7000
ПАЛЕОПРОФИЛИ
14000
КОНЕЦ РАННЕЙ ЮРЫ (1ЮНЕЦ ДЖАНГОДСКОГО ВРЕМЕНИ)
О
о
1000
-1000
^2000
-2000
КОНЕЦ СРЕДНЕЙ ЮРЫ (КОНЕЦ МАЛЫШЕВСКОПЭ ВРЕМЕНИ)
НАЧАЛО МЕЛА (КОНЕЦ ЯНОВСТАНСКОГО (ПЭЛЬЧИХИНСКОГО) ВРЕМЕНИ)
02-К,
-1000
-100О
-2000
ПК(Б)
-2000
-3000
МК,'(Д)
•3000
-4000
мк,'(0
-4000
НАЧАЛО МЕЛА (ПОСЛЕ ПЕРЕРЫВА)
о
•
--г-к,
-1000
-2000
гачБ)
-3000
НК,'(Д)
-4000
мк,"(П
-3000
~
•4000
~
НАЧАЛО ПОЗДНЕГО МЕЛА (КОНЕЦ ДОЛГАНСКОГО ВРЕМЕНИ)
О
-о
-1000
К1-К2
-1000
-200О
-2000
-зооо
--3000
-4О0О
МК.'(П
"-4000
-5000
1ыГ(К)
: -5000
-6000
;-бооо
АК,(ПА)
НАЧАЛО НЕОГЕНА (НАИБОЛЬШЕЕ ПО П Р Е Н И Е )
Рис. 43
Схематический геологический разрез и палеопрофили по линии
км
Горизонтальный масштаб
о
10 20
З О АО
50
169
СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ПО ЛИНИИ IV - IV
Дер1Дер9
БрИ
ЮНСК318
ПАЛЕОПРОФИЛИ
КОНЕЦ РАННЕЙ ЮРЫ (КОНЕЦ ДЖАНГОДСКОГТ) ВРЕМЕНИ)
КОНЕЦ СРЕДНЕЙ ЮРЫ (КОНЕЦ МАЛЫШЕВСКОГО ВРЕМЕНИ)
•1000
-2000
•3000
НАЧАЛО МЕЛА (ПОСЛЕ ПЕРЕРЫВА)
ПОД
НАЧАЛО ПОЗДНЕГО МЕЛА (КОНЕЦ ДОЛГАНСКОГО ВРЕМЕНИ)
НАЧАЛО НЕОГЕНА (НАИБОЛЬШЕЕ ПОтУЖЕНИЕ)
-7000
Рис. 44 Схематический геологический разрез и палеопрофили по линии IV - IV
Горизонтальный масштаб
*^
О 10 2 0 30 40 50
I
1
1
1
1
1
СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОЖЧЕСКИИ РАЗРЕЗ ПО ЛИНИИ V - V
Сз4
Сз15 Сз1 Сз23
ПАЛЕОПРОФИЛИ
1«ЗНЕЦ РАННЕЙ ЮРЫ (КОНЕЦ ДЖАНГОДСКОГО ВРЕМЕНИ)
О
-1000
-2000
КОНЕЦ СРВДНЕЙ ЮРЫ (КОНЕЦ МАЛЫШЕВСКОГО ВРЕМЕНИ)
О
-1000
•2000
-3000
НАЧАЛО МЕЛА (ПОСЛЕ ПЕРЕРЫВА)
0
-1000
—
^
-2000
-
^
>11-
11
\
_
Jl
^
2000
•
ПК(Б)
МК,'(Д)
НАЧАЛО ПОЗДНЕГО МЕЛА (КОНЕЦ ДОЛГАНСКОГО ВРЕМЕНИ)
К1-К2
_
J1 - J2
~-—-
.--''''^^^^
ПК(Б)
МК,'(Д)
МК,\Г)
>и
М1СЧОС)
АК,{1)
НАЧАЛО НЕОГЕНА (НАИБОЛЬШЕЕ ПОГРУЖЕНИЕ)
Рис. 45 Схематическийгеологическийразрез и палеопрофили по линии V - V
Горизонтальный масштаб
км
О
10
20
ЗО 4 0
50
-3000
•4000
.•5000
1-6000
СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ Р А З Р В ПО ЛИНИИ VI - VI
Пд4 Лд1 Лдб
4 4»
ПАЛЕОПРОФИЛИ
КОНЕЦ РАННЕЙ ЮРЫ (КОНЕЦ ДЖАНГОДСКОГО ВРЕМЕНИ)
КОНЕЦ СРЕДНЕЙ ЮРЫ (КОНЕЦ МАЛЫШЕВСКОГО ВРЕМЕНИ)
J^-J2
НАЧАЛО МЕЛА (КОНЕЦ ЯНОВСТАНСКОГО (ГОЛЬЧИХИНСКОГО) ВРЕМЕНИ)
НАЧАЛО МЕЛА (ПОСЛЕ ПЕРЕРЫВА)
НАЧАЛО ПОЗДНЕГО МЕЛА (КОНЕЦ ДОЛГАНСКОГО ВРЕМЕНИ)
НАЧАЛО НЕОГЕНА (НАИБОЛЬШЕЕ ПО СУЖЕНИЕ)
Рис. 46 Схематический геологический разрез и лалеопрофили по линии VI - VI
Горизонтальный масштаб
О
10
20
1
1
1
ЗО
\
40
1
50
1
172
На конец позднего мела-палеогена продолжается рост оформившихся ранее
мегавалов и компенсированное осадконакопление во впадинах и прогибах. Мощ­
ность верхнего мела-палеогена по построениям достигает в прогибах 1000-1500 м, а
в Пендомаяхской впадине - до 2000 м.
На момент максимального погружения в конце мела-палеогена нижне- и
среднеюрские отложения находятся в зоне генерации газовых и газоконденсатных
углеводородов в пределах наиболее погруженных структур - Боганидского, Жданихинского,
Пайтурминского,
Агапского
прогибов,
Западно-
и
Восточно-
Носковских, Пендомаяхской впадин. Верхнеюрские отложения и нижние горизон­
ты нижнемеловых отложений в пределах этих прогибов и впадин входят в зону
нефтеобразования.
Как было уже указано в предыдущих разделах, зональность катагенеза ОВ,
зафиксированная на момент наибольших погружений в палеогене была, судя по
одинаковому нарастанию катагенеза в скважинах пробуренных в разных тектони­
ческих зонах - субгоризонтальная. Современное негоризонтальное залегание гра­
ниц разных зон катагенеза ОВ - результат преднеогенового воздымания, например,
на Волочанском,
Балахнинском, Тундровом валах, Курьинском куполовидном
поднятии. Озерном полувалу, Малохетском валу.
На поднятиях границы зон катагенеза ОВ воздымаются (Волочанский, Тун­
дровый валы, Балахнинский мегавал, во впадинах опускаются (Жданихинский про­
гиб. Западно- и Восточно-Носковская впадины) в зависимости от доли постседиментационных движений в общей амплитуде структур. В то же время стратиграфи­
чески на поднятиях границы зон катагенеза ОВ перемещаются в более древние от­
ложения. Это свидетельствует о том, что эти поднятия уже существовали на момент
наибольшего погружения, когда границы стадий катагенеза ОВ были субгоризон­
тальны.
На основании построенных разрезов была составлена схематическая карта
катагенеза ОВ верхней части верхне-среднеюрких отложений, залегающих непо­
средственно под поверхностью несогласия, которая соответствует подошве нижнехетской свиты (рис. 47). За основу взята дежурная структурно-тектоническая карта
173
нефтегазоперспективных земель Красноярского края (1994г) под редакцией А. К.
Битнера, В. А. Кринина.
Верхняя часть средне-верхнеюрских отложений на разных площадях харак­
теризуется различной катагенетической преобразованностью ОВ в диапазоне от
ПК(Б) до МК2(Ж). На карте показаны зоны распространения отложений с разной
катагенетической преобразованностью ОВ.
Отложения с ОВ, достигающим буроугольной стадии катагенеза ПК(Б) рас­
пространяются в краевых частях Енисей-Хатангского регионального прогиба, при­
мыкающих к Сибирской платформе на юге, и Таймырской складчатой области на
севере, в пределах Рассохинского мегавала от Джангодской до Новой площадей и
на Балахнинском мегавалу, а также в пределах Приенисейской моноклизы.
Зона распространения отложений с ОВ, преобразованным до длиннопламенной стадии катагенеза М К Д д ) протягивается полосой в пределах ЦентральноТаймырского мегапрогиба, на Северо-Сибирской моноклинали, в западной части
Озерного полувала, на Соленинско-Мессояхском и Малохетском валах, на запад­
ном краю Пакулихинской моноклинали, на Большехетской
структурной террасе,
охватывая Сузунский вал и северную часть Лодочного вала.
Отложения с ОВ, преобразованным до газовой стадии катагенеза МК1^(Г)
отмечаются в пределах Жданихинского, Диамутского, краевых частей Боганидского прогибов, в Долганском структурном заливе, на Танамской структурной террасе,
в восточной части Пендомаяхской впадины, в пределах Пайтурминского прогиба и
западной части Агапского прогиба, а также в Гыданской зоне поднятий и на Дерябинском выступе.
ОВ верхней части юрских отложений преобразовано до жирной стадии
МК2(Ж) в центральной части Боганидского прогиба, в восточной части Агапского
прогиба, в Пендомаяхской впадине, в пределах Западно-Носковской впадины и в
центральной части Восточно-Носковской впадины.
В
целом отмечается увеличение катагенеза ОВ от бортов
Енисей-
Хатангского регионального прогиба к центру. Наибольшая преобразованность ОВ
характерна для наиболее погруженных структур. Меньшие амплитуды погружения
174
-граница распространенияюрско-меловыхотложений
- грани1(а Ешсей-Хатанпсжой и Лено-Анабарской НГО
- разрывные нарушения, установленные по геофизическим и аэрокосмичеомм данным
- линии геологачесхих разрезов и палеопрофилей
Стадии катагенеза ОВ:
пк(Б) [ - пролжатагенез (буроугопьная стадия)
- первый этап началыюго меэохатагенеэа (дпиннопламенная стадия)
- второй зггап начального меэокатагенеза (газовая стадия)
М
| 1Ц)Ю1 - средний меэокатагенез (жирная стадия)
Рис. 47 Схемашческая карта катагенеза органического вещества по кровле юрских отложений в пределах
Енисей-Хагангского регионального прогиба и северо-восточной части Западно-Сибирской геосинеклизы
175
привели к тому, что в пределах Рассохинского мегавала: на Джангодской, Тундро­
вой, Волочанской, Новой площадях верхняя часть верхне-среднеюрских отложе­
ний достигла только буроугольной стадии катагенеза ОВ - ПК(Б).
Описание разреза мезозойских отложений по степени катагенетической
преобразованности ОВ проводится снизу вверх от нижнеюрских отложений до
верхнемеловых.
ОВ нижней юры (балахнинской, зимней, левинской, джангодской свит), а
также лайдинской свиты (11.2) характеризуется катагенетической преобразованностью от ПК(Б) в пределах поднятий и бортовых частей бассейна, и до АКгСПА) в
погруженных зонах. На Волочанском валу отложения нижней юры преобразованы
до буроугольной и длиннопламенной стадий ПК(Б)-МК1^(Д). Максимальной преоб­
разованности ОВ нижнеюрских отложений достигает во впадинах ЦентральноТаймырского мегапрогиба, Пендомаяхской впадине, Дудиптинско-Жданихинском
мегапрогибе - до тощей и полуантрацитовой стадии - АК1(Т)-АК2(ПА).
Отложения средней юры с ОВ буроугольной ПК(Б)
и длиннопламенной
МК1'(Д) стадий катагенеза распространены в пределах поднятий и преобразованы
до жирной МКзСЖ) и коксовой МКз^К) стадий в погруженных зонах. Наименьшей
преобразованностью ОВ (буроугольная и длиннопламенная стадии катагенеза) ха­
рактеризуются отложения, развитые на Волочанском и Балахнинском валах. В пре­
делах Танамской и Большехетской структурных террас преобразованность ОВ дос­
тигает жирной МКгСЖ) и коксовой МКз'(К) стадий. В наиболее погруженных зонах
Центрально-Таймырского и Дудыптинско-Жданихинского мегапрогибов и Пендо­
маяхской впадины катагенез ОВ среднеюрских отложений находится в диапазоне
МК2(Ж)-АК1(Т).
ОВ верхнеюрских отложений слабо преобразовано на Балахнинском и Рассохинском мегавалах - до буроугольной стадии ПК(Б). Наиболее преобразованы
эти породы в погруженных частях территории: в Западно-Носковской, ВосточноНосковской, Пендомаяхской
впадинах, Агапском, Боганидском прогибах - до
МК2(Ж)-МКз\К) стадии катагенеза ОВ. В Жданихинском прогибе и на погруженной части Озерного полувала
ОВ преобразовано до газовой М К 1 (Г) и жирной
176
МК2(Ж) стадий катагенеза, на Танамской структурной террасе, на Дерябинском вы­
ступе и в Долганском структурном заливе ОВ преобразовано до газовой МК1^(Г)
стадии катагенеза, на Большехетской структурной террасе - до газовой МК]^(Г) и
длиннопламенной МК1'(Д) стадий катагенеза.
ОВ нижнехетской (дерябинской) и суходудинской свит нижнего мела ха­
рактеризуется наибольшей катагенетической преобразованностью - до МК1^(Г)МКгСЖ) в наиболее погруженных зонах Центрально-Таймырского мегапрогиба,
Пендомаяхской впадине, Дудыптинско-Жданихинском мегапрогибе - до стадии
МК2(Ж), на Танамской структурной террасе до стадии МКДД)-МК]^(Г). В преде­
лах Дерябинского выступа, Большехетской структурной террасы и Малохетского
вала ОВ берриас-готеривских отложений преобразовано до ПК(Б)-МК1\Д) града­
ции катагенеза. Наименьшая преобразованность ОВ отмечается в пределах борто­
вых зон бассейна, на Пакулихинской моноклинали, Балахнинском и Рассохинском
мегавалах - стадия ПК(Б).
ОВ пород нижних горизонтов малохетской свиты нижнего мела преобразо­
вано до длиннопламенной стадии катагенеза М К Д Д ) в пределах Танамской струк­
турной террасы и наиболее погруженных зонах бассейна. На остальной изученной
территории ОВ этих отложений находится на буроугольной ПК(Б) стадии катагене­
за.
Органическое вещество отложений яковлевской свиты нижнего мела и от­
ложений верхнего мела находится на буроугольной стадии катагенеза ПК(Б).
Карты катагенеза ОВ по изучаемой территории ранее были составлены
А.Э.Конторовичем,
А.И.Данюшевской,
П.А.Трущковым,
1973,
И.Д.Поляковой,
Г.М.Парпаровой,
Е.И.Соболевой,
1971,1975,
Г.Ф.Степаненко,
1983,1985., А.Н.ФОМИНЫМ, А.Г.Ромахиной, 1989.
Полученная по данным пиролиза ОВ и отражательной способности витринита схематическая карта катагенеза ОВ кровли юрских отложений в общих чертах
совпадает с картами катагенеза ОВ по отложениям волжского яруса, построенными
ранее. Данные по картам катагенеза ОВ, составленные этими авторами по нижнесреднеюрским отложениям по некоторым структурам существенно отличаются в
177
наиболее
погруженных
структурах
(Агапском
прогибе,
Дудыптинско-
Жданихинском). Здесь предыдущими исследователями предполагается только кок­
совая стадия катагенеза ОВ, а по данным, полученным в этой работе катагенез ОВ
достигает полуантрацитовой стадии. В пределах поднятий, различия в катагенетической преобразованности ОВ не такие значительные (табл. 11). Различия по ката­
генезу ОВ нижне-среднеюрских отложений между данными разных авторов отме­
чаются на площадях, где нет скважин, или где горизонты нижней юры не вскрыты.
Таблица 11
Катагенез ОВ базальных слоев нижне-среднеюрских отложений
Площадь, скважина
Степень катагенеза
Данные
Данные А.Э.
ОВ по К ° и пироли­
И.Д.Поляковой,
Конторовича и
зу ОВ, и по данным
Е.И.Соболевой
др. 1971-1975 г.
И.С. Дроздовой, Т.Н. по N р и К°,
Вишневской
1983-1985 г.
Балахнинская пл.
МК2(Ж)
МК^(Г)
Новая 1,2
МКз'(К)
МК^(Г)
Нижне-Хетская
мкЛд)
МК^(Г)
МК^(Г)
Рассохинская, Джангодская МК^(Г)
МК^(Г)
МК^(Г)
Долганская
мк^сг)
МК/(Д)
МК^(Г)
Суходудинская
ПК(Б)
мкЛД)
ПК(Б)-МК/(Д)
Семеновская
МК^(Г)
МК^(Г)
МК^(Г)
Южно-Носковская пл.
АКзСПА)
МКгСЖ)
МКз'(К)
Пендомаяхская впадина
АКгСПА)
МКз'(К)
Таким образом, для мезозойских отложений Енисей-Хатангской и ПурТазовской НТО характерна наибольшая степень катагенетической преобразованно­
сти ОВ в центральных погруженных структурах - в Западно-Носковской, ВосточноНосковской, Пендомаяхской впадинах, в Боганидском, Агапском прогибах. В прибортовых частях Енисей-Хатангского прогиба и Западно-Сибирской плиты, на
поднятиях органическое вещество отложений наименее преобразовано. Разная глу-
178
бина границ стадий катагенеза на изучаемой территории связана с неотектониче­
скими движениями и размывом осадочных отложений (табл. 12, рис.48).
Изучение интенсивности неоген-четвертичного размыва на изучаемой терри­
тории проводилось
И.А.Флоренсовым, И.П.Варламовым (1970,1981). За начало
неотектонического этапа в Западной Сибири авторы принимают время регрессии
журавского озерно-морского бассейна в позднем олигоцене. Нижний возрастной
предел неотектонического этапа относится к самому концу палеогенового времени.
Для северо-восточных областей Западно-Сибирской плиты и Енисей-Хатангского
регионального прогиба, где отложения журавского горизонта отсутствуют, подсчет
амплитуд новейших неотектонических движений производился по палеоструктурному методу, предложенному Ю.Н.Кулаковым (1962,1964) с использованием геоло­
го-геоморфологических материалов. Авторы отмечают, что «...точность определе­
ния амплитуд здесь значительно уступает точности данных, полученных обычными
геологическими расчетами для области развития озерно-морских отложений жу­
равского горизонта». Авторы говорят о большой контрастности неотектонических
движений, что, по их мнению, сближает структуры крупных поднятий ЕнисейХатангского прогиба с высокоактивизированными областями: «В пределах отрица­
тельных структур суммарные амплитуды неотектонических движений не превы­
шают 50-150 м, положительные структурные элементы за новейший этап припод­
нялись на 300-500 м и более, в осевых зонах положительных структур достигают
500 м и более (Малохетский, Тундровый валы и др.)».
По данным исследований Г.Д.Гинзбурга,( 1971) в западной части ЕнисейХатангского прогиба значительных изменений геотермического градиента не за­
фиксировано. Д.С. Сороков (1971), ссылаясь на это и на собственные исследования
отмечает, что «... наиболее вероятно, что различная степень метаморфизма ОВ от­
ражает неравномерный подъем территории после максимального прогибания»
(Геология и нефтегазоносность Енисей-Хатангского прогиба, 1971.) и по данным
глубин исчезновения гуминовых кислот в РОВ по разным площадям и показателю
преломления витринита определил мощности размыва отложений на Малохетском
и Рассохинской мегавалах и составил соответствующую схему. По этим данным
179
Таблица 12
Мощности размыва мезозойских отложений Енисей-Хатангского регионального
прогиба и северо-востока западно-Сибирской плиты в результате неотектонических
движений
№
п/п
Площадь, скважина
1 Балахнинская 1-3
2 Береговая 1,2
3 Ванкорская 4,5
4 Верхне-Кубинская 2
5 Волочанская 1,2
6 Восточно-Кубалахская 357
7 Горчинская 1,2
8 Дерябинская 2-7, 9,14,15
9 Джангодская 2, Рассохинская 1
10 Долганская
11 Западно-Кубалахская 359
12 Зимняя 1,5
13 Казанцевская 4-6
14 Кубалахская 1
15 Логатская 361
16 Лодочная 11
17 Майская
18 Массоновская 363
19 Мессояхская
20 Нанадянская 310
21 Нижне-Хетская 1,2
22 Новая 2
23 Озерная 4,8,10
24 Пайяхская 1-3
25 Паютская 1
26 Пеляткинская 4,15
27 Семеновская 1,2
28 Соленинская 16,21,23-25
29 Средне-Яровская 2-4, Аномальная 51
Сузунская 3,4,10,20,21,23, Токачинская
30 1,3,30
31 Суходудинская 1-3
32 Тагульская 7,10,12
33 Тайкинская 1,2,4
34 Танамская 1,2
35 Тундровая
36 Турковская 1-3
37 Ушаковская 1-5,10-12
38 Хабейская 1-3
39 Южно-Носковская 318
40 Яровская 2
мощности размыва
отложений, м
550
630
280
610
1770 ?
300
830
610
800
950
50
1150
750 ?
230
400
410
950
20
700
750
1300
1270
625
550
830
650
1150
600
670
300
1000
520
470
850
900
680
690
850
670
740
180
Условные обозначения
•
ЮНск 318 - скважины глубокого бурения; в числитоте 670
аббревиатура скмокины и ее номер
в знаменателе - мощность размыва отложений
Граница распространения к^ко-меловых отложений
Км
о
?
!Р
1уД
175
210
245
280
315
350
Разрывные нарушения, установленные по геофизическим
и аэрокосмическим данным
Иэогилсы опорного отражающегогоризонтаII б
(кровля малышевской свиты)
Изолинии мощностей размыва отложений в результате
неотектонических движений
Граница Енисей-Хатангской и Лено-Анабарской НГО
Рис48. &(ематиче(жая 1сарта мощности размыва мезозойских отожений в резупьтагге неотекгонических воздыманий
в пределах Енисей-Хагангского регионального прогиба и северо-восточной части Западно-Сибирской геосинеклизы
181
мощность размытых с середины олигоцена толщ на Малохетской площади состав­
ляет 1600 м, на Джангодекой приблизительно по косвенным данным - 300 м, Озер­
ной - 850 м, Тундровой - 1100 м. Суть метода сводится к тому, что разница в глу­
бине исчезновения гуминовых кислот на отдельных площадях определяет разницу
в амплитуде поднятия или в мощностях размытых толщ на этих площадях. Воз­
можности этого метода, по словам авторов, ограничены из-за отсзпгствия керна с
глубин 1500-2200 м, где обычно происходит исчезновение гуминовых кислот. В
погруженных участках изучаемой территории, по мнению Д.С.Сорокова и др. под­
нятия в начале неогена и размыва накопившихся осадков не происходило.
По результатам исследований, предлагаемых в
диссертации, на основе
данных пиролиза ОВ и отражательной способности витринита построена схемати­
ческая карта мощностей размыва отложений за неотектонический этап (рис.48). В
общих чертах полученная картина согласуется с картами новейшей тектоники
(Варламов И.П. и др. 1970,1981). Отрисовалась дифференцированность неотектони­
ческих
воздыманий,
отмеченная
ранее
И.А.Флоренсовым,
И.П.Варламовым,
Ю.Н.Кулаковым, Д.С.Сороковым и другими исследователями. В результате новей­
ших тектонических движений в начале неогена на поднятиях были размыты значи­
тельные мощности отложений. Наибольшая мощность размыва определена по глу­
бине границ градаций катагенеза ОВ на Нижнехетском локальном поднятии, на
Волочанском валу, в пределах Курьинского куполовидного поднятия. В наиболее
пофуженных структурах (Боганидско-Жданихинском мегапрогибе, Диамутском и
Агапском прогибах, Пендомаяхской впадине) неотекгонические воздымания и раз­
мыв отложений были незначительны.
Точность полученных цифр мощностей размыва зависит от точности ком­
плекса методов, о которой упоминалось при описании методики исследований.
Только при детальном изучении отдельных структур и месторождений, с более
представительным набором фактического материала по отдельным скважинам по
всему разрезу можно будет более достоверно определить амплитуды неотектониче­
ских воздыманий и мощности размытых отложений.
182
ГЛАВА 5. ПРОГНОЗ ФАЗОВОГО СОСТАВА ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
На основе полученных данных по катагенетической преобразованности ОВ,
степени обогащенности отложений органическим веществом с учетом фациальногенетического типа ОВ по разным стратиграфическим уровням можно дать сле­
дующую характеристику нефтегенерационных возможностей юрско-меловых от­
ложений изучаемого бассейна.
Катагенетическая преобразованность ОВ нижнехетской свиты (нижний валанжин-берриас) на значительной части территории (в пределах Танамской и
Больщехетской структурных террас, Центрально-Таймырского, ДудыптинскоЖданихинского мегапрогибов) достигла стадий, соответствующих реализации
нефтегенерационного потенциала (главной зоне нефтеобразования). С учетом фациально-генетического типа ОВ и обогащенности некоторых глинистых прослоев
органическим веществом отложения свиты можно рассматривать как возможно
нефтематеринские.
В пределах Малохетско-Мессояхской гряды отложения яновстанской, точинской, леонтьевской свит и возможно нижнемеловые отложения по обогащен­
ности органическим веществом, фациально-генетическому типу ОВ и степени ка­
тагенеза ОВ могут быть нефтематеринскими на Соленинском, Мессояхском и бор­
товых частях Малохетского валов. Отложения малыщевской и сиговской свит могуг быть источником газа и газоконденсата.
Отложения гольчихинской свиты в пределах Танамской и Большехетской
структурных террас, Центрально-Таймырского, Дудыптинско-Жданихинского ме­
гапрогибов находятся в главной зоне нефтеобразования и могут быть перспектив­
ны на нефть. Отложения малыщевской и вымской находятся в главной зоне неф­
теобразования и с учетом фациально-генетического типа ОВ могут быть источни­
ком газоконденсатных залежей. Отложения леонтьевской свиты могут быть неф­
тематеринскими на Танамской структурной террасе и восточной части ЕнисейХатангского регионального прогиба и быть источником газовых залежей в крае­
вых частях впадин Центрально-Таймырского мегапрогиба. Нижнеюрские отложе­
ния могут быть нефтематеринскими только в восточной части района в бортовой
183
зоне Балахнинского вала, на остальной части района они погружены в зону газо­
образования.
В пределах Рассохинского мегавала образование нефтяных углеводородов
(УВ) может быть связано с отложениями яновстанской, точинской, леонтьевской,
вымской свит на Озерном полувалу и с нижнеюрскими отложениями на Джангодской и Рассохинской площадях. Образование газовых УВ может быть связано с
органическим веществом сиговской, малышевской свит и нижнеюрскими отложе­
ниями на Озерном полувалу.
В восточной части Енисей-Хатангского регионального прогиба нижнесреднеюрские отложения могут быть источником нефтяных УВ в пределах Курьинского куполовидного поднятия, а нижние горизонты балахнинской свиты и на
Балахнинском валу. В более погруженных зонах района нижне-среднеюрские от­
ложения могут быть источником газовых залежей.
Генерация нефтяных УВ в Дудыптинско-Жданихинском прогибе возмож­
на в отложениях гольчихинской свиты в пределах Жданихинского прогиба и бор­
товых зонах Боганидского прогиба. В самой погруженной зоне Боганидской мезовпадины вероятна генерация газовых УВ.
В районе Сузунского вала средне-верхнеюрские отложения и верхние го­
ризонты нижнеюрских находятся в зоне нефтеобразования. Нижнеюрские отло­
жения вощли в зону газообразования.
На основе детального определения катагенетической зональности ОВ, ана­
лиза имеющихся данных по фациально-генетическому типу ОВ, обогащенности
отложений органическим веществом, реконструкции истории формирования изу­
чаемого нефтегазоносного бассейна и современного структурного плана террито­
рии построены карты фазового состава и перспектив нефтегазоносности по двум
комплексам: нижнесреднеюрскому и верхнеюрско-нижнемеловому. При условном
делении на комплексы учитывалось наличие в пределах изучаемой территории
двух региональных флюидоупоров: для нижнемеловых - туронский (дорожковская
свиты),
а
для
юрских
отложений
-
верхнеюрский
(яновстанская-
гольчихинская свиты).
В нижне- среднеюрском комплексе выделено 4 зоны (рис. 49).
184
Зона генерации жирного конденсатного газа и легких нефтей на время
максимального погружения (I). Такой фазовый состав в этой зоне обусловлен тем,
что часть отложений комплекса (преимущественно среднеюрские отложения) на
момент максимального погружения находится в главной зоне нефтеобразования
(ГЗН). Нижнеюрские отложения почти на всей территории находятся в зоне газо­
образования, только в пределах поднятий - в ГЗН. По обогащенности нижнесреднеюрских отложений ОВ и смешанному фациально-генетическому типу ОВ
предполагается образование и развитие газоконденсатных залежей и легких неф­
тей.
В наиболее погруженных структурах изучаемого бассейна - Жданихинском, Диамутском, Боганидском, Агапском прогибах, Западно-Носковской и Пендомаяхской впадинах нижне-среднеюрские отложения на момент максимального
погружения входят в зону генерации сухого газа. Здесь выделяется зона генерации
преимущественно сухого газа (II).
Выявленные (111^) и перспективные (IIf) зоны развития
и газоконденсатнонефтяных
газоконденсатных
залежей приурочены к поднятиям, где открьггы ме­
сторождения (выявленные зоны) и предполагается аккумуляция залежей УВ (пер­
спективные зоны). К выявленным зонам относится Танамская структурная терраса
и Малохетско-Мессояхская гряда, Большехетская структурная терраса, Балахнинский мегавал, западная часть Рассохинского вала, включая Джангодское поднятие.
Озерный полувал. Гыданская зона поднятий выделена как перспективная зона. Из
нижне-среднеюрских отложений получен газ на Балахнинском месторождении,
промышленные притоки газа и нефтепроявления на месторождениях Малохетского вала, Танамской структурной террасы, Соленинско-Мессояхском валу.
Зона невысоких перспектив развития преимущественно
нефтяных
зале­
жей выделена в крайней северо-восточной части Енисей-Хатангского региональ­
ного прогиба. Здесь нижнесреднеюрские отложения находятся в зоне нефтегенерации, но масштабы этой генерации небольшие и углеводороды могут мигриро­
вать на Балахнинский вал.
185
По верхнеюрско-нижнемеловому комплексу также выделено 4 зоны (рис.
50). Зона генерации нефти (главная зона нефтеобразования)
и конденсатного
газа
на момент максимального погружения (I) - там, где эти отложения погружались в
зону нефтегенерации. Это западная и центральная часть Центрально-Таймырского
мегапрогиба, Пендомаяхская впадина, Большехетская структурная терраса, Дудыптинско-Жданихинский мегапрогиб, Диамутский прогиб.
Зона возможной вторичной нефтегазонасыгценности
за счет
латераль­
ной и вертикальной миграции (II) в верхнеюрско-нижнемеловых отложениях вы­
деляется в прибортовых частях Енисей-Хатангского прогиба, на МалохетскоМессояхской гряде, Рассохинском мегавалу.
На валах и поднятиях выделяются зоны повышенных перспектив
развития
газоконденсатных и нефтяных залежей (III): выявленные (III*) с доказанной нефтегазоносностью на Русско-Реченском, Лодочном, Сузунском валах, СоленинскоМессояхском валу, Малохетском валу, Танамской структурной террасе, Джангодском поднятии, и перспективные (IIf)
в зоне Гыданских поднятий и Средне-
Мессояхском валу, связанные с развитием антиклинальных ловушек, региональ­
ным флюидоупором и близостью очагов нефтегенерации.
В крайней северо-восточной части Енисей-Хатангского прогиба выделяет­
ся зона пониженных перспектив нефтегазоносности,
связанных с
нефтегазонасыщением
перетоков
за
счет
среднеюрских отложений (IV).
субвертикальных
вторичным
из
нижне-
186
\
11
км
Условные обозначения
VI.
» Пх1
Границы зон разной перспекгивносш и фазового
состава залежей уптеводоредрв
Скважины глубокого бурения
граница распространения верхнеюрскомеповых отложений
зоны генерации жирного коцценсатного
газа и гтегких нефгей на время максимального
тгружения
граница рватространения нмжнечфеднеюрсшх
отложений
и
Игарка
зоны генерации преимущественно
сухого газа на время максималыюго
погружения
граница Енисей-Хатажоюй и ЛеноАнабарсюйНГО
административные границы
Красноярсюго края
выявленные (А) и перслеггивные (Б) зоны
развития гаэокоцденсатных и гаэохонденсатнонефтяшх залежей
разрывные нарушения
-1
линии теопогаческих разрезов
IV
Рис. 49.
Зона невысоких перспектив развития
преиму11)ественно нефтяных залежей
Схема фазового состава залежей углеводородов нижне-среднеюрских отложений Енисей-Хатангского
регионального прогиба и северо-восточной части Западно-Сибирской плиты
о
50
С1М1.4}
10О
187
Границы зон разной гтерспекгивности и фазового состава
залежей углеводородов
зона генерации нефтей (главная зона нефтеобразования)
и коцденсатного газа на время максимального погружен»»!
граница Енисей-Хатангской и ЛеноАнабарской НГО
административные гранм4м
Красноярского края
зона возможной вторичной нефтегаэонасыщенности верхнеюрсконижнемеповых отложений за счет латеральной и вертикальной
миграции
Выявленные (А) и перспективные (Б) зоны развиптя газоконденсатных
III*, ИР и нефтяных залежей верхнеюрско-тжнемеповых отложений,
разрывные нарушенют
связанных с развитием антиклинальных ловушек, региональным
флюидоупором и близостью очагов нефтегазогенерации
линии геогтогических разрезов
IV
зона пониженных перспектив нефтегазоносносги,
связанных с возможным вторичным нефтегаэонасыщениеи
за счет субвертикальных перетоков из нижне-среднеюрского компгтекса
Рис. 50. Схема фазового состава утеводородов и перспектив нефтегазоносносги верхнеюрсконижнемеловых отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба и северо-восточной
части Западно-Сибирской плиты
188
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Решение поставленных в работе задач привело к следующим результатам:
1.
Для определения катагенетической преобразованности органического
вещества и нефтегенерационных возможностей юрско-меловых отложений приме­
нен комплекс методов: метод пиролиза ОВ на приборе Rock-Eval в сочетании с ме­
тодом измерения отражательной способности витринита. В рассматриваемых от­
ложениях установлено соответствие между параметром пиролиза ОВ Т т а х и пока­
зателем отражения витринита {К°, %). На этой основе составлена шкала катагенеза
ОВ по Т т а х для прибора Rock-Evai для отложений, содержащих смешанное гуму­
совое сапропелевое и сапропелево-гумусовое органическое вещество, что позволя­
ет применять метод пиролиза ОВ для определения катагенеза ОВ в таких геологи­
ческих условиях.
2.
По результатам построений для скважин, пробуренных в разных тек­
тонических зонах Енисей-Хатангского регионального прогиба и северо-востока За­
падно-Сибирской, на основе большого фактического материала, установлено сход­
ное нарастание катагенетической преобразованности ОВ с увеличением глубины
отложений и для прогибов и для поднятий, что говорит о едином геотермическом
градиенте. Вместе с тем, ОВ с одинаковой степенью катагенеза в разных скважинах
отмечается на разных глубинах. Это связано с тем, что интенсивность неотектони­
ческих воздыманий на этой территории была неодинакова.
3.
Детально изучена степень катагенеза ОВ юрско-меловых отложений
северо-восточной части Западно-Сибирской геосинеклизы и Енисей-Хатангского
регионального прогиба. Построены геологические разрезы с нанесенной катагене­
тической зональностью ОВ и схема катагенеза ОВ кровли юрских отложений. Ис­
тория формирования современной катагенетической зональности ОВ показана на
палеопрофилях. При построении разрезов рассматривались мощности стратигра­
фических подразделений мезозойских отложений, в том числе по новым глубоким
скважинам. История формирования современной катагенетической зональности
ОВ показана на палеопрофилях.
Современная катагенетическая зональность ОВ
получилась более дифференцированной, чем определенная ранее для этой террито­
рии, так как использовался большой объем фактического материала за счет приме­
нения метода пиролиза ОВ, в том числе по новым скважинам. Полученные в работе
189
результаты по глубинной зональности
катагенеза ОВ оказывают существенное
влияние на прогноз нефтегазоносности в изучаемом регионе.
4. На основе материала по катагенезу ОВ выполнена оценка мощностей
размыва отложений на разных структурах в результате неотектонических движе­
ний. Построена соответствующая схема. В пределах прогибов и впадин неотекто­
нические воздымания и размыв отложений были незначительными. В осевых час­
тях поднятий размыв отложений достигал более 1300 м (Малохетский, Рассохинский мегавал).
5. Показано, что современная зональность катагенетической превращенности ОВ сформировалась под действием регионального статического катагенеза.
Основным фактором, контролирующим закономерности изменения катагенеза ОВ,
является температура.
6. На основе большого фактического материала изучено распределение
содержания органического вещества
по стратиграфическим
подразделениям
юрско-мелового комплекса. Показано, что наиболее обогащенны органическим
веществом юрские отложения в целом и нижняя толща яковлевской свиты.
7. На основе детального изучения катагенетической преобразованности ОВ
и обогащенности отложений органическим веществом с учетом фациальногенетического типа ОВ выполнен прогноз фазового состава углеводородов юрскомеловых отложений северо-востока Западно-Сибирской геосинеклизы и ЕнисейХатангского регионального прогиба. Построены схемы фазового состава углеводо­
родов для нижне-среднеюрского и верхнеюрско-нижнемелового комплексов отло­
жений. Использование полученных при исследовании данных сделает количест­
венную оценку ресурсов УВ юрско-меловых отложений изучаемой территории бо­
лее обоснованной.
Дальнейшим направлением исследований в этой области является изучение
геохимических особенностей органического вещества и пластовых флюидов в пре­
делах месторождений, установление генетических связей: нефть, газ - исходное
ОВ, изучение процессов миграции УВ, механизма образования открытых уже ме­
сторождений и залежей УВ и на всей этой основе количественный прогноз залежей
УВ. Одним из перспективных направлений на изучаемой территории является де­
тальное изучение неокомского клиноформного комплекса.
190
ЛИТЕРАТУРА
1. Аммосов И.И., Горшков В.И., Гречишников Н.П. Петрология ОБ в геоло­
гии горючих ископаемых. - М.: Наука, 1987. - 147 с.
2. Аммосов И.И., Горшков В.И. Рассеянные включения угля в осадочных по­
родах. - М.: Наука, 1969. - 96 с.
3. Аммосов И.И., Мусял С.А. Отражательная способность как одна из главных
особенностей ископаемых углей // ДАН СССР. т. 84. 1952. № 6. - с. 12231226.
4. Аммосов И.И., Тан Сюи. Стадии изменения углей и парагенетические от­
ношения горючих ископаемых. - М.: Изд-во АН СССР, 1961. - 119 с.
5. Афанасенков А.П. Особенности катагенетических преобразований рассеян­
ного
органического
вещества
юрско-меловых
отложений
Енисей-
Хатангской нефтегазоносной области // Геохимические и геофизические
методы прямых поисков залежей углеводородов в Енисей-Хатангском прогибе.-Л., 1984. с.69-80
6. Бакиров А.А. О главной фазе нефтегазообразования. // Вопросы методоло­
гии нефтегазовой геологии. - М.гНедра, 1982. с. 9-20.
7. Богородская Л.И., Соболева Е.И. Катагенез органического вещества оса­
дочных пород Енисей-Хатангского регионального прогиба // Геохимиче­
ские и гидрогеологические предпосылки поисков нефти и газа в Сибири /
ред. В.С.Сурков: Тр. СНИИГиМС, 1983. - с.60-70.
8. Болдушевская Л.Н. Методика определения катагенетической зональности
органического вещества методом пиролиза в мезозойских отложениях Енисей-Хатангской и северо-восточной части Пур-Тазовской нефтегазоносных
областей // Проблемы геологии и освоения недр: Материалы докладов Вто­
рой Международной научной конференции студентов, аспирантов и моло­
дых ученых им. академика М.А.Усова. - Томск, 1998. с. 25-26.
9. Болдушевская Л.Н., Филипцов Ю.А., Кринин В.А. Оценка катагенеза и
нефтегазогенерационных возможностей ОВ мезозойских отложений Ени-
191
сей-Хатангской и северо-восточной части Пур-Тазовской нефтегазоносных
областей по данным пиролиза // Геохимическое моделирование и материн­
ские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ: Тез. докл.
Международной конференции. - Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 1999. с. 17-18.
Ю.Болдушевская Л.Н., Филипцов Ю.А., Конторович A . A . , Кринин В.А., Фо­
мин
А.Н. Интенсивность
размыва
мезозойских
отложений
Енисей-
Хатангского регионального прогиба и северо-восточной части ЗападноСибирской плиты в результате неотектонических движений // Новые идеи в
науках о Земле: Тез. докладов V Международной конференции. - М.,
МГГА,2001.-т. 1.С.13.
11. Болдушевская Л.Н., Фомин А.Н., Филипцов Ю.А. Зональность катагенеза
OB мезозойских отложений Енисей-Хатангской и Пур-Тазовской НГО по
данным отражательной способности витринита и пиролиза // Критерии
оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и опре­
деление приоритетных направлений геолого-разведочных работ.Тез. докл.,
-Пермь,2000. с. 132-135.
12. Бро Е.Г. Коллекторы и покрышки в юрско-меловом разрезе // Геология и
нефтегазоносность Енисей-Хатангского прогиба. - Л., 1971, с. 40-53.
13. Будников В.И., Конторович А.Э. Зависимость состава нефтей от степени
постдиагенетического изменения пород и метаморфизма углей // Геология
нефти и газа. - 1965.- с. 22-26.
14. Варламов И.П. Объяснительная записка к карте новейшей тектоники За­
падно-Сибирской низменности. Масштаб 1:2500000. - Красноярск, 1970 г.
66 с.
15.Вассоевич Н.Б., Амосов Г.А. Изменение нефтей в земной коре // Вопросы
геологии и геохимии нефти. - Л.; М.: Гостоптехиздат, 1953, с. 11-42
16.Вассоевич Н.Б. Лопатин Н.В. К вопросу о нефтематеринском потенциале
седикахитов - органического вещества осадочных пород // Условия образо­
вания нефти и газа в осадочных бассейнах. - М.:Наука, 1977, с. 9-29
192
П.Вассоевич Н.Б. О нефтематеринском потенциале // Методы оценки нефте- и
газоматеринского потенциала седиментитов. - М.: Наука, 1982, с.5-19.
18.Вассоевич Н.Б. Стадии развития нефтематеринских отложений терригенного типа // Происхождение нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1955. с.323-336.
19.Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти:
(Исторический обзор и современное состояние) // Изв. АН СССР. Сер.геол.
- М . , 1967. № 11, с. 137-142.
20.Вассоевич Н.Б., Корчагина Ю.И., Лопатин Н.В. Главная фаза нефтеобразования // Вестник МГУ, - 1969, № 6, с.3-27.
21. Влияние физико-геологических факторов на катагенез рассеянного органи­
ческого вещества разных геотектонических областей / Г.М.Парпарова,
С.Г.Неручев, А.В.Жукова и др. // Изв. АН СССР. Сер.Геол. - 1979. № 7, с.
126-139.
22. Войцеховская А.Г. О составе РОВ в юрских и меловых отложениях ЕнисейХатангского прогиба // Енисей-Хатангская нефтегазоносная область. - Л.,
1974. - с. 67-70.
23.Войцеховская А.Г.. Вещественный состав РОВ и связь его с фациальными
условиями осадконакопления в отложениях мезозойских прогибов севера
Сибирской платформы // Геология и нефтегазоносность мезозойских про­
гибов севера Сибирской платформы: Тр. НИИГА - Л., 1 9 7 7 . - е . 83-86.
24. Вышемирский B.C. Геологические условия метаморфизма углей и нефтей. Саратов: Изд-во СГУ, 1963.-380 с.
25.Выщемирский B . C . Применение метода углеродного коэффициента при
прогнозах нефтеносности. - Геология нефти и газа, 1958, № 6.
26. Выщемирский B.C., Трофимук A . A . , Дмитриев Л.Д. и др. Геологогеохимические критерии нефтегазоносности. - Новосибирск: Наука, 1976, с.
54-109.
193
27. Ю.И.Галушкин, Н.В.Лопатин, Т.П.Емец. Численное моделирование эволю­
ции катагенеза отложений юры и триаса // Тюменская сверхглубокая сква­
жина /ред. В.Б.Мазур. - Пермь, 1996. - с. 279-287.
28. Генерация углеводородов в процессе литогенеза осадков / Т.Э.Баранова,
С.Н.Белецкая, СГ.Неручев, Г.М.Парпарова. - Новосибирск: Наука, 1976.198 с.
29. Геологическое
строение
и перспективы
нефтегазоносности
Западно-
Сибирской низменности / под ред. H . H . Ростовцева. - М., Труды ВСЕГЕИ,
1958. - 392 с.
30. Геология
и
нефтегазоносность
Енисей-Хатангского
бассейна
/ ред.
A . А.Трофимук. - М., Наука, 1982, - 147 с.
31. Геология и нефтегазоносность Енисей-Хатангского прогиба // Тр. НИИГА
/под ред. Д.С.Сорокова. - Л., Недра, 1971. - 158 с.
32. Геология нефти и газа Западной Сибири/А.Э.Конторович, И.И. Нестеров,
Ф.К.Салманов и др. - М.: Недра, 1975. - 679 с.
33. Геология нефти и газа Сибирской платформы / Под ред. А.Э.Конторовича,
B. С.Суркова, А.А.Трофимука. - М., Недра, 1981, - 552 с.
34. Геохимические критерии нефтегазоносности и условия формирования ско­
плений нефти и газа в мезозойских отложениях севера Западно-Сибирской
плиты //Конторович А.Э., Богородская Л.И., Голышев С И . и др. - Новоси­
бирск: Труды СНИИГГиМС, вып. 283, 1980, - 150 с.
35. Геохимические особенности преобразования рассеянного органического
вещества и количественная оценка масштабов нефтегазообразования в ме­
зозойских отложениях Западной Сибири. / СГ.Неручев, И.А.Зеличенко,
Е.А.Рогозина и др.//Основные проблемы нефтегазоносности Западной Си­
б и р и . - Л . , 1984, с. 132-144.
36. Геохимия мезозойских отложений нефтегазоносных бассейнов Сибири/
Конторович А.Э., Полякова И.Д., Трушков H.A. и др. - Новосибирск, 1971.86 с.
194
ЗТ.Гребенюк В.В., Луговцов А.Д., Москвин В.И. Особенности формирования
зон нефтегазонакопления в мезозойских отложениях Енисей-Хатангского
регионального
прогиба
//
Геология
и
нефтегазоносность
Енисей-
Хатангского бассейна. - М., Наука, 1982. - с. 132-140.
38. Губкин И.М. Избранные сочинения. Т. П. - М., Изд-во АН СССР, 1953. 518 с.
39. Гурари Ф.Г, Конторович А.Э, Микуленко К.И., Трушков П.А., Фомичев
A . C . Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти
и газа в свете представлений о биогенном генезисе нефти // Генезис нефти
и газа. - М., Недра, 1967. - с. 555-562.
40. Данюшевская А.И. Геохимия органического вещества мезозойских отло­
жений Средней Сибири. Теоретические закономерности и прогноз нефтегазообразования. - Л.: автореф. дисс. д. г.-м. п., 1975, 40 с.
41. Данющевская А.И., Богомолов А.И., Стенина Л.Ф., Козлова И.С., Щелованов Ю.С. Генетические связи нефтей и РОВ в осадочных отложениях Си­
бири // Геология и нефтегазоносность мезозойских прогибов севера Сибир­
ской платформы: Тр. НИИГА. - Л. 1977. - с. 45-52.
42. Данющевская А.И.,Дроздова И.Н., Матвеева В.А., Юдовный Е.Г. Генезис и
геохимические особенности рассеянного органического вещества (РОВ) ме­
зозойских отложений Хатангской впадины // Состав и происхождение ор­
ганического вещества осадочных толщ Арктики - Л.: Недра, 1973, с.26-45.
43. Дежурная структурно-тектоническая карта нефтегазоперспективных земель
Красноярского края. Масштаб 1:1000000 / ред. А.К.Битнер, В.А.Кринин. Красноярск, 1994 г.
44. Емец Т.П., Бурмистрова Л.Д., Лопатин Н.В. и др. Пиролитический метод
исследования проб нефтегазопоисковой геохимии. - М.: ВНИИЯГГ, 1982.
С. 67-74.
45. Жемчужников Ю.А. Зональность метаморфизма углей как метод расшиф­
ровки тектонической структуры. - М.:Изв. АН СССР, сер. геол., 1952, № 4.
195
46. Жемчужников Ю.А., Гинзбург А.И. Основы петрологии углей. - М.: Изд.
АН СССР, 1960.-400 с.
47. Карцев A.A., Вассоевич Н.Б., Геодеьсян A . A . и др. Основная стадия нефтегазообразования // Последние достижения в понимании происхождения, ми­
грации и аю^^муляции нефти и газа и соответствующие методы оценки пер­
спектив нефтегазоносности. - М.: Наука, 1971.- с. 3-21.
48. Карцева Г.Н., Ронкина 3.3., Колокольцева Е.П. Стратиграфия юрских и ме­
ловых отложений // Геология и нефтегазоносность Енисей-Хатангского
прогиба. - Л., 1971. - с. 7-18.
49. Катагенез и нефтеносность //Парпарова Г.М., Неручев С.Г., Жукова A . B . и
др. - Л., Недра, 81. -240 с.
50. Конторович А.Э., Бабина Н.М., Богородская Л.И. и др. Нефтепроизводящие
толщи и условия образования нефти в мезозойских отложениях ЗападноСибирской низменности // Труды СНИИГиМС. - 1967, вып. 50. -223 с.
51. Конторович А.Э., Данилова В.П. Нефтегазообразование в угленосных оса­
дочных толщах (на примере мезозойских и палеозойских отложений юга
Западной и Средней Сибири) // Тр. СНИИГиМС, вып. 167. - 1973.- с. 73-82.
52. Геохимия мезозойских отложений нефтегазоносных бассейнов Сибири
/Конторович А.Э., Полякова И.Д., Трушков П.А., Фомичев A . C . и др.гТр.
СНИИГиМС, вып. 118. - 1971. - 85 с.
53. Конторович А.Э. Генетические принципы раздельного прогноза нефтенос­
ности и газоносности // Осадочно-миграционная теория образования нефти
и газа. - М . : Наука, 1978, с. 189-204.
54. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефте­
газоносности. - М., Недра, 1976. - 249 с.
55. Конторович А.Э., Изосимова А.И., Трущков П.А. Масштабы и особенности
процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в зоне катагенеза
// Тр. СНИИГГиМС. - 1974, вып. 1 9 3 . - е . 24-36.
196
Зб.Конторович А.Э., Меленевский В.Н. Учение о главной фазе нефтеобразования и его место в осадочно-миграционной теории нафтидогенеза / Изв.
АН СССР, сер. геол., 1988, № 1, с. 3-13.
57. Конторович А.Э., Меленевский В.Н., Фомичев A.C., Шведенков Г.Ю. Пи­
ролиз как метод изучения нефтегазогенерационного потенциала материн­
ских пород // Геология нефти и газа. - № 12. - 1986. с. 36-41
58. Конторович А.Э., Неручев С.Г. Катагенез рассеянного органического веще­
ства и нефтегазообразование // Проблемы нефтеносности Сибири. - Ново­
сибирск, Наука, 1971. - с. 51-69.
59. Конторович А.Э., И.Д.Полякова, О.Ф.Стасова и др. Органическая геохимия
мезозойских нефтегазоносных отложений Сибири. - М., Недра, 1974, - 188с.
60. Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. Метаморфизм органиче­
ского вещества и некоторые вопросы нефтегазоносности (на примере мезо­
зойских отложений Западно-Сибирской низменности) // Геология и геофи­
зика. - 1967.-№ 2.- с.16-29.
61. Конторович А.Э., Полякова И.Д., Фомичев A . C . Закономерности накопле­
ния органического вещества в мезозойских осадочных толщах (на примере
мезозойских отложений Сибири) // Литология и полезные ископаемые. - №
6. - Новосибирск, 1971. с.16-27.
62. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. К геохимии нефтей Западно-Сибирской
низменности // Геология и геофизика. - 1964. - №2.- с.13-25.
63. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Типы нефтей в осадочной оболочке Земли//
Геология и геофизика. - 1978. - № 3. - с 3-13.
64. Конторович А.Э., Стасова О.Ф., Фомичев A . C . Нефти базальных горизонтов
осадочного чехла Западно-Сибирской плиты // Геология нефтегазоносных
бассейнов Сибири / Тр. СБИИГГиМС. - Новосибирск, 1964. вып. 32. - с.
27-39.
65. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы оценки углеводородов в нефтепродуцирующих породах. - М., Недра, 1983. - 222 с.
197
66. Крылова Н.М. Метод определения степени метаморфизма гумусовых углей
по показателям преломления // ДАН СССР. - 1952.- т.85. №4.- с. 875-878.
67. Кузнецов Л. Л. Типы месторождений и залежи У В в западной части ЕнисейХатангского прогиба // Енисей-Хатангская нефтегазоносная область. - Л.,
1 9 7 4 . - с . 16-22.
68. Кузнецов Л.Л., Куликов Д.П. Нефтегазоносные комплексы БольшехетскоТагульской
зоны нефтегазонакопления // Критерии оценки перспектив
нефтегазоносности и направления геологоразведочных работ на Сибирской
платформе. - М.: 1988. - с. 123-133.
69. Кулаков Ю.Н., Махотина Т.П. Новейшая тектоника Енисей-Хатангского ре­
гионального прогиба // Новейшая тектоника Сибирской платформы и ее
влияние на нефтегазоносность. - М.: Наука, 1985. - с. 77-83.
70. Кулаков Ю.Н. Новейшая тектоника Таймырской низменности //Тектоника
северо-восточной части Сибирской платформы и Предтаймырского прогиба
/ ред. В.Н.Сакс, тр. НИИГА, т. 106. - Л., Гостоптехиздат, 1960. - с. 234-275.
71. Кулаков
Ю.Н., Г.П.Махотина,
И.П.Федоров.
Методика
структурно-
геоморфологических исследований на северо-востоке Западно-Сибирской
плиты и Енисей-Хатангского прогиба// Тр. ЗапСибНИГНИ, 1970, вып. 37.с. 29-36.
72. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтематеринских толщ. М.: Недра, 1983.-200 с.
73. Лопатин Н.В., Бостик Н.Х. Геологические факторы катагенеза углей // При­
рода органического вещества современных и ископаемых осадков. - М.,
1973. - с.79-90.
74. Лопатин Н.В., Емец Т.П.,Зубайраев С Л . Катагенез и нефтематеринский по­
тенциал триасовых и юрских аргиллитов Тюменской сверхглубокой сква­
жины /Тюменская сверхглубокая скважина. - Пермь, 1996.- с.264-272.
75. Лопатин Н.В. Температура и геологическое время как факторы углефикации // Изв. АН СССР, сер. геол. - 1971. - № 3. - с.95-106.
198
76. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. - М., Наука,
1987. - 144 с.
77. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры нефтегазоносных про­
винций Сибирской платформы. / Под ред. B.C. Суркова. - М., Недра, 1987. с. 204.
78. Меленевский В.Н. Методические рекомендации по применению пиролитических методов моделирования в органической геохимии //Тр. СНИИГиМС. - Новосибирск, 1991. - 48 с.
79. Меленевский В.Н., Фомин А.Н. Пиролитические характеристики рассеян­
ного органического вещества палеозойских отложений Западной Сибири. ДАН, 1998, т. 361, № 4, с. 535-538.
80. Меленевский В.Н., Фомин А.Н. О глубинной зональности нефте - и газооб­
разования. - Геология нефти и газа, 1997, № 7, с. 4-7.
81. Нер5Д1ев С.Г. Катагенез РОВ пород и генерация нефти и газа в процессе по­
гружения осадков // ДАН СССР, т. 194. - 1970. - № 5.- с. 1186-1189.
82. Неручев С.Г. Закономерности преобразования РОВ в погружающихся осад­
ках как основа для диагностики нефтепроизводивших отложений // Генезис
нефти и газа. - М.: Недра, 1967. - с. 71-78.
83. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. - Л.:Недра,
1969. - 200с.
84. Нестеров И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности. /Тр. ЗапСибНИГНИ. - Тюмень, 1969. вып. 15. - 336 с.
85. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири, Вып.2. Западно-Сибирский
бассейн / Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук A . A . и др. - Новоси­
бирск, 1994. 201 с.
86. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири, Вып.З. Енисей-Хатангский
бассейн / Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук A . A . и др. - Новосибирск,1994. 67 с.
199
87. Новейшая тектоника нефтегазоносных областей Сибири / под ред. И.А.
Флоренсова, И.П. Варламова. - М., Недра, 1981. 239 с.
88. Палеотемпературы зон нефтеобразования /И.И.Аммосов, Н.П. Гречишни­
ков, Б.Г. Бабашкин и др. - М.: Наука, 1975. - 107 с.
89. Парпарова Г.М., Жукова A . B . Углепетрографические методы в изучении
осадочных пород и полезных ископаемых. - Л.: Недра, 1990. - 308 с.
90. Парпарова Г.М. Изучение обугленных растительных остатков ДжугуртиноГилянского района Чечено-Ингушской АССР петрографическим методом в
свете теории углеродного коэффициента. - Л.: Труды ВНИГРИ, вып. 190,
1962.
91. Полякова И.Д., Колганова М.М., Соболева Е.И., Степаненко Г.Ф. Геохими­
ческие критерии нефтегазоносности севера Сибирской платформы // Геоло­
гия и нефтегазоносность Енисей-Хатангского бассейна. - М., Наука, 1983. с.
119-132.
92. Расчленение юрских и меловых отложений в разрезах скважин, пробурен­
ных в Усть-Енисейской синеклизе в 1962-1967 годах /Н.И. Байбародских ,
Е.Г. Бро, C A . Гудкова и др. / Учен. Записки НИИГА. Регион, геология,
1968, вып. 12, с. 5-24.
93. Решения пятого межведомственного регионального стратиграфического со­
вещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины. Тю­
мень, 1991. - 54 с.
94.
Рогозина Е.А., Неручев С.Г., Успенский В.А. О месте и условиях проявле­
ния главной фазы газообразования в процессе погружения осадков // Изв.
АН СССР. Сер.геол. - 1974. - № 9. - с.124-132.
95.
Роль процессов преобразования органического вещества и нефтей в рас­
пределении нефтяных и газовых залежей Западной Сибири. //Наливкин
В.Д., Евсеев Т.П., Зеличенко И.А., Кругликов Н.М. и др. - Геология нефти и
газа, 1969, № 9 , с.6-12.
200
96.
Ронкина 3.3. Вещественный состав и условия формирования юрских и ме­
ловых отложений Севера Центральной Сибири // Тр. НИИГА, т. 146. - Л.,
1965.- 163 с.
97.
Рыльков A . B . О факторах преобразования органического вещества в поро­
дах.-Труды ЗапСибНИГНИ, 1980, № 157. - с. 16-22.
98.
Рыльков A.B., Потеряева В.В. Вертикальная зональность в распределении
жидких и газообразных углеводородов в мезозое Западной Сибири. - Тю­
мень: Труды ЗапСибНИГНИ, 1979, № 148. - с. 20-24.
99.
Сакс В.Н. Стратиграфия юрских и меловых отложений Центрального сек­
тора Советской Арктики // Нефтегазоносность севера Сибири / ред. И.С.
Грамберг, М.К. Калинко / Труды НИИГА. т.92. - Л., 1958. - с. 44-60.
100. Сакс В.Н., Ронкина 3.3. Юрские и меловые отложения Усть-Енисейской
впадины // Тр. НИИГА, вып. 90. - М., 1957. - с. 232.
101. Сапир М.Х. Доюрские отложения западной части Енисей-Хатангского про­
гиба // Уч. зап. НИИГА. Региональная геология, вып. 14. - 1969. - с. 20-31.
102. Сарбеева Л.И., Крылова Н.М. Отражательная способность микрокомпонен­
тов углей метаморфического ряда / Вопросы метаморфизма углей и эпиге­
неза вмещающих пород. - Л.: Наука, 1968. - с. 87-106.
103. Сарбеева Л.И. Некоторые физические свойства углей метаморфического
ряда // Вопросы метаморфизма углей и эпигенеза вмещающих пород. - Л.:
Недра, 1968.- с.121-132.
104. Словарь по геологии нефти и газа. - Л.: Недра, 1988. - 679 с.
105. Соболева Е.И. Новые данные о составе органического вещества в глини­
стых породах Енисей-Хатангского регионального прогиба. // Органическая
геохимия мезозойских и палеозойских отложений Сибири. Новосибирск,
1981.-с. 190-195
106. Соколов В.А. Теоретические основы образования и миграции нефти и газа
// Генезис нефти и газа. - М.: Наука, 1968. - с. 4-24.
201
107. Сороков Д.С и др. Органическое вещество юрско-меловых пород // Геоло­
гия и нефтегазоносность Енисей-Хатангского прогиба. - Л, Изд. НИИГА.
1 9 7 1 . - с . 83-92.
108. Сороков Д . С , Г.Д.Гинзбург. Некоторые закономерности изменения состава
газов, конденсатов и нефтей на территории мезозойских прогибов севера
Сибирской платформы // Геология и нефтегазоносность мезозойских про­
гибов севера Сибирской платформы / Тр. НИИГА. - Л., 1977. - с. 73-82.
109. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла За­
падно-Сибирской плиты. - М.: Недра, 1981. - 149 с.
110. Сягаев H.A. Сравнительная тектоника мезозойских прогибов Севера Цен­
тральной Сибири. - М., изд-во МГУ. 1962. - 329 с.
111. Тальвирский Д.Б. Тектоника Енисей-Хатангской нефтегазоносной области
и сопредельных территорий по геофизическим данным. - М., Недра, 1976. 168 с.
112. Тимофеев П.П., Боголюбова Л.И. Органическое вещество и его изменение
в процессе углеобразования //Осадконакопление и генезис углей карбона
С С С Р . - М . : Наука, 1971.- с. 185-211.
113. Тиссо В., Вельте Д. Образование и распространение нефти. - М., Мир, 1981.
- 501 с.
114. Топорец C A . О метаморфизме ископаемых углей и геотермическом гради­
енте угленосных формаци // Угленосные формации некоторых регионов
СССР. - М . : изд. АН СССР, 1961, с. 75-82.
115. Травин А.Б. К вопросу о метаморфизме ископаемых углей // Тр. ГГИ
ЗСФАН СССР. - Новосибирск, 1950, № 11. - с. 28-36.
116. Трофимук A.A., Конторович А.Э. Некоторые вопросы теории органическо­
го происхождения нефти и проблема диагностики нефтепроизводящих
толщ // Геология и геофизика. - 1965.- № 12. - с. 3-14.
202
117. Трушков П.А. Метаморфизм OB в мезозойских отложениях центральной
части Западно-Сибирской низменности // Тр. СНИИГиМС, в. 47. - Новоси­
бирск, 1966.-с. 156-166.
118. Трушков П.А. Шкала катагенеза OB мезозойских отложений ЗападноСибирской плиты // Условия нефтегазоносности и особенности формирова­
ния месторождений нефти и газа на Западно-Сибирской плите. - Л.: ВНИГРИ, 1980. с. 93-101.
119. Угли бурые, каменные, антрациты, твердые рассеянные органические веще­
ства и углеродистые материалы. Метод определения показателей отраже­
ния. Межгосударственный стандарт. ГОСТ 12113-94. - М., Издательство
стандартов, 1995. - с. 16.
120. Успенский В.А. Стадии преобразования и их место в системе геохимиче­
ских циклов углерода // Советская геология. - 1955. вып. 47. - с. 28-39.
121. Филипцов Ю.А., Болдушевская Л.Н., Конторович A . A . , Кринин В.А., Фо­
мин А.Н. История нефтегазообразования в мезозойских отложениях Енисей-Хатангского
регионального
прогиба
и
северо-востока
Западно-
Сибирской плиты // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна: Тез. докл. Всероссийской научной конференции. - Тюмень,
2000. - с. 22-25.
122. Филипцов Ю.А., Болдушевская Л.Н., Кринин В.А., Конторович A . A . , Меленевский В.Н. Применение пиролиза для изучения катагенеза органического
вещества мезозойских отложений Енисей-Хатангской и северо-восточной
части Пур-Тазовской нефтегазоносных областей / Геология и геофизика. 1999.- № 1 2 . - с . 1837-1842.
123. Филипцов Ю.А., Болдушевская Л.Н., Кринин В.А., Конторович A . A . , Фо­
мин А.Н. Катагенез органического вещества и фазовый состав залежей уг­
леводородов северо-западного обрамления Сибирской платформы // Геоло­
гия нефти и газа. - 1998. - № 12. - с. 25-33.
203
124. Филипцов Ю.А., Болдушевская Л.Н., Петришина Ю.В., Кринин В.А., Конторович А,А. Оценка катагенеза органического вещества и прогноз фазово­
го состава залежей углеводородов разновозрастных отложений Сибирской
платформы и Западно-Сибирской плиты на территории Красноярского края
// Геология и полезные ископаемые Красноярского края. - Красноярск,
1998. с.79-94.
125. Филипцов Ю.А., Болдушевская Л.Н., Петришина Ю.В. Оценка нефтегазогенерационных возможностей OB и фазового состава залежей УВ разновоз­
растных отложений Сибирской платформы и Западно-Сибирской плиты //
Новые идеи в науках о Земле: Тез. докл. IV Международной конференции. М., МГГА, 1999. с. 278.
126. Фомин А.Н., Ромахина Г.А. Катагенез рассеянного органического вещества
юрско-меловых отложений Западной части Енисей-Хатангского прогиба //
Геология и геофизика. - 1989. - №11. - с.96-100.
127. Фомин А.Н. К проблеме взаимосвязей отражательной способности витринита с литологическими особенностями осадочных пород //Литология и по­
лезные ископаемые. - 1989. - № 4. - с.74-83.
128. Фомин А.Н. Углепетрографические исследования в нефтяной геологии. Новосибирск, Ин-т геологии и геофизики, 1987. - 166 с.
129. Фомичев A . C . Геохимическая характеристика рассеянного органического
вещества в юрских и нижнемеловых отложениях севера Западно-Сибирской
плиты. - Новосибирск: Труды СНИИГГиМС, 1966, вып. 47, с. 198-203.
130. Эпигенез пермско-мезозойских терригенных толщ севера Сибирской плат­
формы / Ронкина 3.3., Бро Е.Г., Войцеховская А.Г., Колокольцева Е.П.,
Вишневская Т.Н. // Геология и нефтегазоносность мезозойских
прогибов
севера Сибирской платформы: Тр. НИИГА. - Л., 1977. - с. 18-29.
131. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. - М.:Мир, 1982. 704 с.
132. Штах Э., Маковски М.Т., Тейхмюллер М., Тейлор Г., Чандра Д., Тейхмюллер Р. Петрология углей. - М., Мир, 1978. - 554 с.
204
133. Espitalie J., Deroo G., Marquis F. La pyrolyse Rock-Eval et ses applications
(Premiere partie) // Rev. Inst, frans. pétrole.-1985.-Vol. 40, № 5.-P. 563-579
134. Fuller M . L . Carbon ratios of carboniferous coals of Oklahoma and their relation
to petroltum // Econ. geol., 15, 225. - 1920.
135. Fuller M . L . Relation of oil to carbon ratios of Pennsylvania coals in North Texas
//Econ. geol, 14, 536.- 1919
136. Rogers H.D. Coal and petroleum // Harpnef s new monthly Mag. 27, 1863.
137. Rogers N.D. On the distribution and probable origin of the petroleum, or rock oil,
of Pennsylvania. New York and Ohio Proc.philos.soc, Glasgow,355-359.
London a. Glasgow, 1860.
138. TeichmiJller M . , Durand В. Fluorescence microscopical rank studies on liptinites
and vitrinites in peat and coals, and compa- rison with results of the Rock-Eval
pyrolysis // Intern. J. Coal Geol. - 1983. Vol. 2, №3. P. 197-230.
139. TeichmuUer M . Métamorphisme du charbon et prospection du pétrole // Rev. ind.
min, Paris, 99. - 1958
140. Teichmuller M . Zum Metamophose der Kohle. Congr. strat. et geol. carbon,
Heerlen,2, 615 - 1951
141. Tissot В., Durand В., Espitalie J., Combaz A . Influence of nature and diagenesis
of organic matter in formation of petroleum. A A P G . Bull, 58(3), p. 499-506. 1974.
142. White D. Metamorphism of Organic Sediments and Derived Oils. - " A A P G
Bulletin". - 1935, vol. 19, p. 589-617
143. White D. Some Relations between Coal and Petroleum // Washington Acad. Sci.
Jour.". -1915, vol. 5, p. 189-212
Научно-производственные отчеты
144. Байбородских Н.И., Васильева К.Н. и др. Геологическое строение и нефтегазоносность
Малохетского и Рассохинского валов. Трест « Норильск-
нефтегазразведка».- Норильск, 1967. - 336 с. граф. прил. Геолфонды ФГУ
«КрТФГИ», Красноярск.
205
145. Бекетов В.М., Неручев С.Г., Баженова Т.К., Климова Л.И. и др. Геохимиче­
ские исследования РОВ с целью прогноза фазового и химического состава
углеводородов в мезозойских отложениях Енисей-Хатангской НТО и палео­
зойских отложениях Северо-Тунгусской НГО. - С-Петербург, 1995.- 375 с. Фонды КПР «Таймырприродресурсы».
146. Данюшевская А.И., Козлова И.С., Матвеева В.А., Попова И.Е. Природа и
геохимические особенности OB мезозойских отложений Арктической части
Сибирской платформы. - Д., 1974. - 385 с. граф. прил. Геолфонды ФГУ
«КрТФГИ», Красноярск.
147. Данюшевская А.И., Войцеховская А.Г., Ронкина 3.3., Карцева Т.Н. Геохи­
мия органического веп1;ества мезозойских отложений севера средней Сиби­
ри. - Л., 1968. - 361 с. граф. прил. Геолфонды ФГУ «КрТФГИ», Красноярск.
148. Карцева Т.Н., Афанасенков А.П. и др. Обобщение данных бурения в Енисей-Хатангском прогибе по стратиграфии, литологии и нефтегазоносности
верхнепалеозойских и мезозойских отложений. - Норильск, 1982. - 162 с.
граф. прил. Геолфонды ФГУ «КрТФГИ», Красноярск.
149. Конторович А.Э., Ларичев А.И., Полякова И.Д.
Геохимические критерии
формирования крупных зон нефтегазонакопления на территории Сибирской
платформы. - Новосибирск, 1985. - 320 с. Фонды СНИИГГиМС.
150. Кузнецов Л.Л., Конторович A.A., Кяргина Л.И., Филиппов Ю.А., Болдушевская Л.Н., Щепеткова С В . Научное обобщение геолого-геофизических ма­
териалов с целью структурно-фациального районирования перспективных
земель территории Таймырского АО. - Красноярск, 2001. - 349 с. Геолфон­
ды ФГУ «КрТФГИ», Красноярск.
151. Кузнецов Л.Л., Конторович A . A . Оценка прогнозных и перспективных ре­
сурсов углеводородов Байкитской и Катангской НГО и мезозойских отло­
жений Большехетской и Сидоровской структурных террас. - Красноярск,
1995. - 339 с. граф. прил. Геолфонды ФГУ «КрТФГИ», Красноярск.
206
152. Кулаков Ю.Н. Новейшая тектоника Таймырской депрессии. - Л., НИИГА,
1956. - 192 с. граф. прил. Геолфонды ФГУ «КрТФГИ», Красноярск.
153. Лазуркин Л.В., Алексеева А.Б., Дмитриева Г.А., Пук П.С. Структура и исто­
рия формирования мезозойских прогибов арктической части Сибирской
платформы. - Л., 1974. - 340 с. граф. прил. Геолфонды ФГУ «КрТФГИ»,
Красноярск.
154. Назимков Т.Д. и др. Составление каталога свитных границ в разрезах глу­
боких скважин, пробуренных в пределах Красноярского края по состоянию
на 1994 г. - Красноярск, 1995.- 140 с , граф. прил. текст, прил. 3 кн. Гео­
лфонды ФГУ «КрТФГИ», Красноярск.
155. Филиппов Ю.А., Болдушевская Л.Н., Петришина Ю.В. Оценка катагенеза
РОВ и прогноз фазового состояния УВ разновозрастных отложений Сибир­
ской платформы и Западно-Сибирской плиты на территории Красноярского
края. - Красноярск, 1998. - 210 с. граф. прил. Геолфонды ФГУ «КрТФГИ»,
Красноярск.
156. Филиппов Ю.А., Конторович А.Э., Фомин А.Н., Данилова В.П., Костырева
Е.А., Болдушевская Л.Н., Давыдова И.В. и др. Оценка нефтегазоматеринского потенциала разновозрастных отложений, реконструкция истории
нефтегазообразования, районирование территории по степени нефтегазоперспективности и фазовому составу месторождений УВ Красноярского
края. - Красноярск, 2000. - 305 с. граф. прил. Геолфонды ФГУ «КрТФГИ»,
Красноярск.