Date noi despre structura geologică a sineclizei Vilyui

( Pe baza materialelor de cercetare geofizică.)

M.I. DORMAN, A. A. NIKOLAEVSKY

În prezent, cele mai mari perspective din estul Siberiei pentru explorarea petrolului și gazelor sunt asociate cu sinecliza Vilyui și cu adâncimea Verkhoyansk - structuri mari ale marginii de est a platformei siberiei. Spectacolele cunoscute de petrol și gaze din aceste zone sunt limitate în principal la rocile din jurasicul inferior, care apar aici la adâncimi destul de semnificative (3000 m sau mai mult).

Sarcina geologilor și geofizicienilor este în primul rând să identifice și să exploreze zonele cu apariția relativ mică de roci din Jurasicul inferior.

Structura geologică Sinecliza Vilyui și regiunea Verkhoyansk au fost studiate foarte prost până acum. Pe baza studiilor geologice și geofizice regionale în anul trecut Au fost compilate mai multe diagrame tectonice, care au extins semnificativ înțelegerea structurii Platformei Siberiei în ansamblu și în special a regiunilor sale de est. Dezvoltarea ulterioară a explorării geologice, în special a lucrărilor geofizice, a oferit noi materiale care au făcut posibilă clarificarea tectonicii teritoriilor luate în considerare.

Articolul prezintă două diagrame în relief ale suprafețelor de marcare suficient de fundamentate din punct de vedere geofizic - depozite jurasice () și depozite cambriene (). Desigur, schemele luate în considerare, care reprezintă primele încercări de acest fel pentru un teritoriu atât de mare, ar trebui privite ca pur preliminare.

Fără a pretinde că avem ceva definitiv stabilit, mai ales în detaliu, considerăm totuși că nu este neinteresant să luăm în considerare ambele scheme mai detaliat.

Studiile seismice folosind metoda undelor reflectate au fost efectuate de către părțile expediției geofizice Yakut în bazin în aval R. Vilyui și râurile Lunhi, Siitta și Berge (Tyugen), precum și în interfluviul afluenților din dreapta ai Lena - Kobycha (Dyanishki) și Leepiska. În aceste teritorii este înregistrată un numar mare de reflexii de-a lungul secțiunii (până la 15-18 orizonturi), ceea ce face posibilă studierea acesteia în intervalul de adâncime de la 400-800 la 3000-4500 m. În majoritatea zonelor studiate, nu există orizonturi reflectorizante de referință urmărite continuu. Prin urmare, toate construcțiile au fost realizate după orizonturi seismice convenționale, de-a lungul cărora este posibilă studierea apariției rocilor din complexul mezozoic, făcând o referire stratigrafică aproximativă la aceste orizonturi folosind secțiuni de puțuri adânci.

Deși cel mai mare interes practic este în studiul formelor structurale din straturile Jurasicului inferior, care este asociat cu acumularea industrială a gazelor naturale în zona Ust-Vilyuiskaya (Taas-Tumusskaya), totuși, datorită adâncimii mari a acestor zăcăminte. , construcția unei diagrame de suprafață a rocilor din Jurasicul superior (baza Cretacicului) s-a dovedit a fi cea mai fiabilă ), având loc în acord cu Jurasicul inferior (vezi Fig. 1).

Pe baza rezultatelor lucrărilor geofizice, sunt conturate o serie de depozite structurale, dintre care cel mai interesant este o zonă de apariție ridicată a rocilor jurasice, care se ivește împotriva proeminenței Kitchansky a bazei mezozoice a jgheabului Verkhoyansk și numită de noi ridicarea sub formă de umflare Vilyui. Axa ridicării se extinde în direcția sud-vest din zona gurii râului. Vilyui la lac Nedzheli și, eventual, mai spre vest. Lungimea ridicării sub formă de umflătură Vilyuisky este presupusă de 150-180 km, lățimea sa depășește 30-35 km, iar amplitudinea ajunge la 800-1000 m. Această ridicare are o structură asimetrică, iar aripa sa de sud-est este mai abruptă (până la 8). °) decât cea de nord-vest, unde unghiurile de scufundare a straturilor din straturile mezozoice depășesc rar 2-4°. Aceeași trăsătură a fost observată în structura anticlinalului Taas-Tumus, a cărui axă majoră plonjează abrupt spre sud-est și ușor spre nord-vest. Este posibil ca axa ridicării Vilyuiskaya să experimenteze o creștere generală în direcția sud-vest, iar ondulațiile sale au format o serie de structuri locale de lovitură de sud-est: Nizhne-Vilyuiskaya, Badaranskaya și Nedzhelinskaya, iar structura Nizhne-Vilyuiskaya este situată în imediata apropiere. la zăcământul de gaze naturale Ust-Vilyuiskaya (Taas- Tumussky).

Natura poziției relative a ridicării planificate în formă de umflă Vilyui și a marginii Kitchansky ne permite să presupunem o legătură genetică între aceste structuri. Este posibil ca aici să avem structuri transversale, care, după cum a fost stabilit de N.S. Shatsky, asociat cu intrarea unghiul de conducere al regiunii pliate în zona de joncțiune a jgheabului Verkhoyansk cu sinecliza Vilyui.

La nord-vest de ridicarea sub formă de umflătură Vilyui se află depresiunea Linden din Cretacicul superior, identificată pentru prima dată de V.A. Vakhrameev și Yu.M. Pușcharovski. Partea centrală, cea mai scufundată a depresiunii este limitată la gura de vărsare a râului. Kobycha (Dyanishki). Aici, conform datelor seismice, grosimea depozitelor cretacice depășește 2300 m, iar grosimea întregului complex mezozoic este estimată la aproximativ 4-4,5 km.

La sud-est de ridicarea sub formă de umflătură Vilyuisky există o depresiune și mai profundă - depresiunea Lunkha, care, în comparație cu depresiunea Linden, se caracterizează printr-o structură mai complexă. Axa depresiunii se extinde în direcția vest-nord-vest de la sat. Batamay la sat. Sangar și mai departe spre vest. Pe partea de sud-vest a depresiunii, explorarea seismică a scos la iveală două pliuri anticlinale - Bergeyinskaya și Oloyskaya, iar pe partea de nord-est, sondajul geologic și forajul au cartografiat anticlinalele Sangarskaya și Eksenakhskaya. Depresiunea Lunkha din secțiunea meridională are o structură asimetrică - latura sa de nord-est este mult mai abruptă decât cea de sud-vest. Periclinul vestic al depresiunii luate în considerare este complicat de o mică înălțare, ceea ce face posibilă distingerea unui pliu sinclinal mare numit pliul Bappagai. Partea de sud a depresiunii Lunkha trece treptat în versantul nordic al scutului Aldan. Structura acestei regiuni de tranziție a fost studiată foarte prost. Până acum, în limitele sale, explorarea seismică a identificat anumite complicații, cum ar fi proeminențe structurale, situate în interfluviul Siitte și Tyugen. Depresiunea Lunkha în ansamblu reprezintă capătul periclinal vestic al depresiunii Kelin din adâncimea Verkhoyansk (vezi Fig. 1).

În încheierea analizei noastre asupra diagramei de relief a suprafeței depozitelor din Jurasic, observăm că zonele de apariție relativ superficială a rocilor din Jurasic inferior includ părțile din apropierea peretelui din sinecliza Vilyui, partea axială a ridicării emergente sub formă de umflătură Vilyui. și proeminența Kitchansky a subsolului mezozoic al adâncului Verhoiansk.

Analiza datelor geofizice a făcut posibilă obținerea unei idei despre natura apariției suprafeței tectonice de eroziune a depozitelor de carbonat cambrian și, în legătură cu aceasta, estimarea grosimii complexului nisipos-argilos de deasupra. Diagrama prezentată este întocmită pe baza datelor din sondaje electrice, sondaje seismice ale KMPV, sondaje gravitaționale, precum și puțuri de adâncime forate în zona satului. Jigansk și satul Dzhebariki-Haya. În teritoriul luat în considerare, orizontul electric de referință și suprafața principală de refracție cu o viteză la limită de 5500-6000 m/sec corespund vârfului depozitelor de carbonat cambrieni, iar în cazurile în care nu există depozite cambriene în secțiune, cum ar fi , de exemplu, în regiunea Yakutsk, acest lucru se stabilește prin foraj. un astfel de orizont este suprafaţa subsolului precambrian.

Date geofizice similare cu privire la comportamentul orizonturilor de referință au fost utilizate pentru a construi o diagramă topografică a suprafeței cambriene în direcțiile Pokrovsk - Yakutsk - gura lui Aldan, Churapcha - Ust-Tatta, Churapcha - Yakutsk - Orto - Surt, Vilyuisk - Hampa, precum și de-a lungul a două profile paralele ale grevei de nord-vest, situate la nord de Suntar. În cea mai mare parte a teritoriului iluminat de diagramă (vezi), adâncimile acoperișului cambrian au fost obținute din calcule ale anomaliilor gravitaționale. Motivul pentru aceasta este că în aceste zone principala secțiune gravitațional-activă este limitată în mod specific la vârful Cambrianului. Se presupune că densitatea rocilor cambriene este constantă pentru întregul teritoriu și este egală cu 2,7 g/cm 3 , iar densitatea medie a întregului complex de roci terigene de deasupra, ținând cont de caracteristicile litologice ale secțiunii, variază de la 2,3 la 2,45 g/cm3.

Pentru comoditatea descrierii schemei de relief de suprafață a depozitelor cambriene, pe ea pot fi distinse două zone - sud-vest și nord-est. Granița condiționată dintre aceste zone trece în direcția nord-nord-vest prin punctele Markhu și Verkhne-Vilyuisk.

În zona de sud-vest sunt conturate trei structuri mari pe suprafața zăcămintelor carbonatice cambriene, identificate în funcție de gravimetrie și date de prospectare electrică. Aceste structuri includ așa-numita ridicare Suntar a loviturii de nord-est și două depresiuni - Kempendyaiskaya și Markhinskaya, situate de la aceasta la sud-est și nord-vest. (Toate aceste trei structuri sunt, fără îndoială, exprimate în straturi mai adânci Scoarta terestra, după cum rezultă din rezultatele sondajelor gravimetrice și aeromagnetice.). Amplitudinea ridicării Suntar în raport cu depresiunile adiacente ajunge la 2000 m. Ridicarea are o structură complexă, posibil bloc. În limitele sale, rocile cambriene sunt probabil absente în zone mari ( Forarea referinței Suntar a confirmat bine ideea structurii părții de sud-vest a sineclizei Vilyui.). În depresiunea Kempendyai se disting o serie de structuri locale, în miezurile cărora sunt expuse roci din Cambrianul superior.

În zona de nord-est, se conturează o creștere generală a suprafeței cambriene în direcțiile de sud și vest. Regiunea cu cea mai mare adâncime a rocilor cambriene, peste 6000 m, se extinde de-a lungul lanțului Verkhoyansk, formând coturi asemănătoare unui golf în zona gurii râului. Lindi și în cursul mijlociu al râului. Longhee. Aici, ca și în diagrama în relief a acoperișului jurasic, se evidențiază două depresiuni mari - Lindenskaya și Lunkhinskaya. Ambele depresiuni, ca și structurile observate în partea de sud-vest a zonei, au o lovitură de nord-est. Ele sunt separate de o zonă slab definită de rocă cambriană ridicată, situată între gura râului. Vilyuy și orașul Vilyuysk. Partea de sud a depresiunii Lunkha este complicată de o margine structurală situată la nord de sat. Berdigestah.

Astfel, în cadrul teritoriului luat în considerare, după natura apariției acoperișului cambrian, se pot distinge două părți, fiecare dintre acestea fiind asociată cu două depresiuni de lovitura nord-estică și ridicări care separă aceste depresiuni. Lovirea de nord-est a elementelor structurale ale reliefului modern de suprafață cambrian în ambele zone luate în considerare poate indica faptul că în sinecliza Vilyui există o serie de structuri transversale mari strâns legate în partea sa de sud-vest de zona pliată Patom, iar în partea de est cu zona pliată Verkhoyansk zona pliată.

Și, în cele din urmă, o comparație a topografiei suprafeței cambriene cu poziția structurilor mari mezozoice duce la concluzia că în adâncimea Verkhoyansk și în zona joncțiunii sale cu sinecliza Vilyui, aceste structuri au o istorie lungă de dezvoltare și sunt moștenit în mare parte din planul tectonic vechi cambrian.

Diagramele luate în considerare permit să ne facem o idee despre grosimea și structura complexului de nisip-argilă, care, la rândul său, oferă motive pentru a contura anumite perspective pentru potențialul petrolier și gazier al teritoriului luat în considerare și pentru a identifica zonele din cadrul acestuia. limitele pentru desfășurarea lucrărilor de prospectare și explorare.

Aparent, este necesar să se includă în primul rând zonele adiacente gura de vărsare a râului printre țintele prioritare pentru explorarea gazelor și petrolului. Vilyui de la est, nord și sud-vest (Ridicare sub formă de umflătură Vilyui). Un zăcământ mare de gaze a fost descoperit în această zonă și o serie de ridicări locale au fost, de asemenea, pregătite pentru forarea adâncă. Alte astfel de obiecte ar trebui să fie zone care acoperă unele părți ale părților laterale ale depresiunilor Lunkha (sud), Lindinskaya (nord-est) și Kempendyayskaya (nord-est), unde adâncimea rocilor din Jurasic inferior (Ust- Orizontul gazos Vilyuisky) este relativ mic și, de regulă, nu depășește 3000 m, iar explorarea seismică a identificat până acum o singură complicație structurală în partea de sud a depresiunii Lunkha. Alte zone nu au fost încă studiate prin explorare seismică.

Aparent, structurile din Jurasic inferior vor prezenta, de asemenea, un interes evident pentru explorare în viitor, deși se află la adâncimi de peste 4000 m, dar în condiții geologice favorabile se pot găsi în ele zăcăminte mari de gaze și, eventual, petrol.

O sarcină serioasă este, de asemenea, clarificarea potențialului de petrol și gaze al zăcămintelor din Cretacic, care sunt larg răspândite în sinecliza Vilyui și în jgheabul Verkhoyansk. Adâncimea mică a acestor zăcăminte face posibilă presupunerea că explorarea și dezvoltarea lor va fi cea mai economică.

LITERATURĂ

1. Vasilyev V.G., Karasev I.P., Kravchenko E.V. Principalele direcții de explorare pentru petrol și gaze în cadrul platformei siberiei. Geologia petrolului, 1957, nr. 1.

2. Barkhatov G.V., Vasiliev V.G., Kobelyatsky I.A., Tikhomirov Yu.L., Chepikov K.R., Chersky N.V. Perspectivele potențialului de petrol și gaze și probleme ale explorării de petrol și gaze în Republica Socialistă Sovietică Autonomă Yakut, Gostoptekhizdat, 1958.

3. Nikolaevsky A.A. Principalele caracteristici ale structurii adânci a părții de est a Platformei Siberiei. Întrebări privind structura geologică și conținutul de petrol și gaze din Republica Autonomă Sovietică Socialistă Yakut, colecție de articole. articole, Gostoptekhizdat, 1958.

4. Nikolaevsky A.A. Principalele rezultate și sarcini ale explorării geofizice în partea centrală a Yakutiei. Probleme ale potențialului de petrol și gaze în Siberia, colecție de articole. articole, Gostoptekhizdat, 1959.

5. Nikolaevsky A.A. Caracteristicile de densitate ale secțiunii geologice a părții de est a platformei siberiei. Geofizică aplicată, voi. 23, 1959.

6. Pușcharovsky Yu.M. Asupra structurii tectonice a jgheabului marginal Verkhoyansk. Ed. Academia de Științe a URSS, ser. geolog., nr. 5, 1955.

7. Chumakov N.I. Tectonica părții de sud-vest a depresiunii Vilyui, DAN, v. 115, nr. 3, 1957.

8. Shatsky N.S. Pe legăturile structurale ale platformei cu zone geosinclinale pliate. Izv. Academia de Științe a URSS, ser. geolog., nr. 5, 1947.

Departamentul Geologic Yakut

Orez. 1. Schema reliefului de suprafață a zăcămintelor din Jurasic (alcătuită de M.I. Dorman și A.A. Nikolaevsky pe baza materialelor din foraje adânci, explorare seismică și studii geologice).

1 - roci jurasice expuse și mai vechi; 2 - linii de adâncimi egale ale acoperișului rocilor jurasice; 3 - pliuri anticlinale identificate prin explorare seismică: Nedzhelinskaya (1), Badaranskaya (2), Nizhne-Vilyuiskaya (3), Taas-Tumuskaya (4), Oloiskaya (6), Bergeinskaya (7), Kobycheskaya (10); sondaj geologic: Sobo-Khainskaya (5), Sangarskaya (8); 4 - luxații Kempendyai; 5 - fântâni de referință și explorare care au expus acoperișul rocilor jurasice. Depresiuni: A - Lindenskaya, B - Bappagaiskaya, G - Lunkha, D - Kelenskaya. Ridicări: E - marginea Kitchansky a bazei mezozoice; B - Vilyui ridicare ca umflarea.

Orez. 2 . Schema reliefului de suprafață al depozitelor cambriene (compilată de A.A. Nikolaevsky),


1 - stratogipsul suprafeței depozitelor cambriene (altitudine în km); 2 - limita aflorimentelor de sedimente cambriene; 3 - Depozite sinian incluse în structuri pliate; 4 - granița de nord-est a Platformei Siberiei; 5 - puțuri rotative: 1 - Zhiganskaya, 2 - Bakhynaiskaya, 3 - Vilyuiskaya, 4 - Kitchanskaya, 5 - Ust-Vilyuiskaya, 6 - Sangarskaya, 7 - Bergeinskaya, 8 - Namskaya, 9 - Yakutskaya, 10 - Ust,-11Mayskaya - Amginskaya, 12 - Churapchinskaya, 13 - Khatanga, 14 - Dzhibariki-Khaya, 16 - Delgeiskaya; 6- zonele în care depozitele cambriene sunt probabil absente sau grosimea lor este mult redusă. Depresiuni: A - Lindenskaya, B-Lunkha, B-Markhinskaya, D - Kempendyaiskaya (Cambrian), D - Suntar uplift.

1

Aceste studii au fost realizate de autor pe baza studiului litologiei, stratigrafiei și paleogeografiei pe baza rezultatelor forajelor de puțuri adânci în zona studiată. Cercetările efectuate se bazează pe stratigrafia detaliată a depozitelor mezozoice ale sineclizei Vilyui și a jgheabului Pre-Verhoyansk, dezvoltată de cercetători precum Yu.L. Slastenov, M.I. Alekseev, L.V. Batashanova și colab.. Teritoriul sineclizei moderne Vilyui și partea adiacentă a jgheabului Pre-Verhoiansk în Triasic a fost un singur bazin de sedimentare, condițiile de facies în care au variat de la marină de mică adâncime la continentală (câmpie aluvială). În perioada triasică, aria depozițională a scăzut treptat din cauza deplasării frontierele de vest bazin spre est. În Triasicul timpuriu, bazinul de sedimentare a fost predominant o mare de mică adâncime în formă de golf, care s-a deschis în zona meganticlinoriului Verkhoyansk în Oceanul Paleo-Verhoiansk. Acest bazin sedimentar a păstrat forma și dimensiunea în formă de golf care a existat în Permianul târziu și a fost moștenit în Triasic. În Triasicul Mijlociu, zona bazinului a scăzut treptat, iar granițele sale s-au deplasat semnificativ spre est. În zona studiată în aceste epoci, sedimentele cu granulație grosieră s-au acumulat în principal în mările de mică adâncime și câmpiile de coastă.

Jgheab pre-Verhoiansk

Vilyui syneclise

fluctuații ale nivelului mării

regresie

Gresie

conglomerat

1. Mikulenko K.I., Sitnikov V.S., Timirshin K.V., Bulgakova M.D. Evoluția structurii și condițiilor formării petrolului și gazelor în bazinele sedimentare ale Yakutiei. – Iakutsk: Editura YSC SB RAS, 1995. – 178 p.

2. Pettijohn F.J. Roci sedimentare. – M.: Nedra, 1981. – 750 p.

3. Safronov A.F. Analiza istorică și genetică a proceselor de formare a petrolului și gazelor. – Iakutsk: Editura YANTS, 1992. – 146 p.

4. Slastenov Yu.L. Dezvoltarea geologică a sineclizei Vilyui și a jgheabului Verkhoyansk în paleozoicul târziu și mezozoic // Mineragenia, tectonica și stratigrafia regiunilor pliate din Yakutia. – Yakutsk, 1986. – P. 107–115.

5. Slastenov Yu.L. Stratigrafia sineclizei Vilyui și a jgheabului Verkhoyansk în legătură cu potențialul lor de petrol și gaze: abstract. dis. ... Doctor în științe. – Sankt Petersburg, 1994. – 32 p.

6. Sokolov V.A., Safronov A.F., Trofimuk A.A. şi altele.Istoria formării petrolului şi gazelor şi acumulării de petrol şi gaze în Estul Platformei Siberiei. – Novosibirsk: Nauka, 1986. – 166 p.

7. Tuchkov I.I. Paleogeografia și istoria dezvoltării Yakutiei la sfârșitul Paleozoicului și Mezozoicului. – M.: Nauka, 1973. – 205 p.

Sinecliza Vilyui este cel mai mare element al depresiunilor marginale ale Platformei Siberiei. În general, sinecliza este o structură negativă a unui contur rotunjit-triunghiular, realizată la suprafață de depozitele mezozoice, cu deschidere spre est, spre jgheabul Pre-Verhoiansk. În termeni moderni, ele formează o singură depresiune mare. Aria sineclizei Vilyui depășește 320.000 km2, lungime 625 km, lățime 300 km. Limitele sineclizei sunt arbitrare. Cele de nord-vest și de sud se desfășoară cel mai adesea de-a lungul conturului exterior al dezvoltării continue a depozitelor jurasice, cea vestică - conform unei îngustări accentuate a câmpului dezvoltării lor, cea estică - în funcție de o schimbare a loviturii de structuri locale de la sublatitudinal la nord-est. Cea mai incertă graniță a sineclizei este cu jgheabul Verkhoyansk în zona dintre râurile Lena și Aldan. În partea de nord se învecinează cu antecliza Anabar, în sud - cu antecliza Aldan. În sud-vest se articulează cu jgheabul Angara-Lena a unei părți a platformei. Granița de est cu pre-verhoiansk în profunzime este diagnosticat cel mai puțin clar. Sinecliza este compusă din sedimente paleozoice, mezozoice și cenozoice, a căror grosime totală ajunge la peste 12 km. Sinecliza Vilyui s-a dezvoltat cel mai activ în Mezozoic (începând din Triasic). Secțiunea zăcămintelor paleozoice este reprezentată aici în principal de formațiuni cambrian, ordovician, parțial devonian, carbonifer inferior și permian. Sedimentele mezozoice se află pe aceste roci cu eroziune. În structura sineclizei, bazată pe orizonturi seismice reflectorizante în depozitele mezozoice, se disting trei monoclini: pe partea de nord-vest a sineclizei Khorgochumskaya, în sudul Beskyuelskaya și în est Tyukyan-Chybydinskaya.

Sinecliza include o serie de depresiuni (Lunkha-Kelinskaya, Ygyattinskaya, Kempedyaiskaya, Lindenskaya) și ridicări asemănătoare umflăturii care le separă (Suntarskoye, Khapchagayskoye, Loglorskoye etc.). Cele mai studiate folosind metode geofizice și foraje sunt ridicările Khapchagai și Suntar, precum și depresiunea Kempedyai.

Orez. 1. Zona de studiu. Pentru numele fântânilor și aflorimentelor naturale, consultați tabelul

Principalele aflorințe naturale și fântâni, ale căror date au fost folosite de autor în procesul de lucru la articol

Puțuri și zone de foraj

Aflorimente

Prilenskaya

interfluviul Baibykan-Tukulan

North Lindenskaya

R. Tenkeche

Sredne-Tyungskaya

R. Kelter

Tyungskaya de Vest

R. Kybyttygas

Khoromskaya

manual Solar

Ust-Tyungskaya

R. Elungen

Kitchanskaya

R. Lepiske, anticlinal Mousuchan

Nijne-Vilyuiskaya

R. Lepiske, anticlinal Kitchan

Yujno-Nedzhelinskaya

R. Dyanishka (curs mediu)

Sredne-Vilyuiskaya

R. Dyanishka (partea inferioară)

Byrakanskaya

R. Kündüdey

Ust-Markhinskaya

R. Begidjan

Cibidinskaia

R. Menkere

Khailakhskaya

R. Undyulung

Ivanovskaia

Jgheabul Pre-Verkhoyansk este o structură negativă, a cărei structură implică un complex de depozite carbonifer, permian, triasic, jurasic și cretacic. De-a lungul cadrelor pliate din Verhoiansk de Vest, jgheabul se extinde în direcția submeridiană pe aproximativ 1400 km. Lățimea jgheabului variază de la 40-50 km în secțiunile sale sudice și nordice și de la 100 la 150 km în părțile centrale. De obicei, jgheabul Pre-Verkhoyansk este împărțit în trei părți: nord (Lena), central și sudic (Aldan), precum și zone de jgheab platformă (aripa exterioară) și pliată (aripa interioară). Suntem interesați de părțile centrale și sudice ale jgheabului ca teritorii direct adiacente sineclizei Vilyui.

Partea centrală a jgheabului Pre-Verhoiansk este situată între râu. Kyundyudey în nord și râu. Tumara în sud. Aici jgheabul experimentează o îndoire în formă de genunchi cu o schimbare treptată a lovirii structurilor de la submeridion la sublatitudinal. Aripa interioară a jgheabului de aici se extinde brusc, formând o proeminență de structuri pliate - ridicarea Kitchan, care separă depresiunile Linden și Lungkha-Kelin. Dacă aripa aproape geosinclinală a jgheabului Pre-Verkhoyansk în partea sa centrală este limitată destul de clar, atunci aripa exterioară a platformei aici se îmbină cu sinecliza Vilyui, granița cu care, așa cum am menționat mai sus, este trasată condiționat. În limitele acceptate, aripa exterioară a jgheabului de aici aparține părților de nord-est. Depresiunile numite de lângă gura de vărsare a râului. Vilyui sunt despărțiți de ridicarea Ust-Vilyui (25×15 km, amplitudine 500 m). Această ridicare în sud-vest este separată de o șa puțin adâncă de Khapchagai, iar în nord-est este întreruptă de împingerea Kitchan, care limitează ridicarea Kitchan în această zonă.

În acest articol, vom analiza mai detaliat caracteristicile sedimentării în perioada Triasicului mijlociu, care a avut loc în sinecliza Vilyui și în părțile centrale și sudice ale jgheabului Pre-Verkhoyansk ca teritorii direct adiacente sineclizei Vilyui (Fig. 1).

Epoca tolboniană (epoca anisiană - ladiniană) se caracterizează prin începutul unei regresii semnificative a mării. În locul bazinului maritim al Triasicului timpuriu s-a format o vastă câmpie de coastă, în interiorul căreia s-au acumulat sedimente grosiere. Pe teritoriul sineclizei Vilyui, în condițiile zonei joase de coastă, s-au acumulat predominant gresii feldspatice-graywacke și oligomictic-cuarțoase, cu incluziuni de cuarț și pietricele silicioase și cristale de pirit ale membrului mijlociu al Formațiunii Tulur. Rocile sunt stratificate, cu material carbono-mică pe suprafețele așternutului, îmbogățit în împrăștiate. materie organică(aceasta este indicată de straturile intermediare de pietre de noroi și siltstone negre) și fragmente de lemn carbonizat. Din cauza scăderii bazelor regionale de eroziune și a creșterii bazinelor de captare, activitatea de erodare și transport a râurilor s-a intensificat, sedimentele acumulate în apropierea coastelor au fost spălate, motiv pentru care în bazin au început să curgă material cu granulație mai grosieră. În timpul inundațiilor, fragmente de copaci și detritus de plante au fost transportate de pe teritoriul din apropierea continentului în timpul inundațiilor și transportate de curenții de coastă (Fig. 2).

Orez. 2. Schema paleogeografică a timpului tolbonian

Legendă pentru figura nr. 2.

În partea Pre-Verkhoyansk a bazinului, s-au acumulat roci din formațiunile Tolbon și Eselyakhyuryakh. În zona de distribuție a formațiunii Tolbon, natura sedimentării a fost diferită de condițiile de sedimentare din sinecliza Vilyui. Aici, fie în condițiile unui raft de mică adâncime, fie al unei câmpii joase de coastă, s-a produs acumularea de sedimente nisipoase-nâmoase. În condiții de plajă sau insulă, lentilele de nisip-pietriș și pietricele s-au format la o distanță relativă de coasta. Prezența rocilor argiloase în conglomerate intraformaționale cu pietricele plate sugerează că în perioadele de scădere a nivelului mării, în zona apei au apărut mici insule (rămășițe) și proiecții de deltă, care au fost distruse sub influența abraziunii și eroziunii și au servit drept sursă de pietricele de argilă și bolovani mici transportați adânc în bazin curenții de coastă și furtuni.

În general, dacă caracterizăm epoca Triasicului Mijlociu, putem spune că regresia apelor bazinului mării, începută în Triasicul timpuriu și continuată în Triasicul mijlociu, a afectat semnificativ natura sedimentării. Formarea zăcămintelor anisiene și ladiniene are loc într-un mediu hidrodinamic destul de activ, ceea ce se reflectă în distribuția largă a sedimentelor grosiere. Diversitatea faciesului acestor ere descrise mai sus se datorează adâncimii clar definite a bazinului, care a dus la o proeminență pe scară largă a complexelor deltaice, precum și la fluctuații frecvente de nivel. ape marii. Toate aceste motive au contribuit la schimbări bruște ale condițiilor de sedimentare.

Link bibliografic

Rukovich A.V. ISTORIA FORMĂRII DEPOZITĂRILOR MIDIO-TRIASICE ALE PĂRȚII DE EST A SINECLIZEI VILYUI ȘI REGIUNILOR ADIACENTE ALE PRE-VERKHOYANSK A LUAT // Uspekhi științe naturale moderne. – 2016. – Nr 5. – P. 153-157;
URL: http://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=35915 (data acces: 02/01/2020). Vă aducem în atenție reviste apărute la editura „Academia de Științe ale Naturii”
  • Specialitatea Comisiei Superioare de Atestare a Federației Ruse25.00.12
  • Număr de pagini 336

INTRODUCERE

Capitolul 1. STRUCTURA GEOLOGICĂ ȘI POTENȚIALUL PETROLII ȘI GAZELOR AL TERITORIULUI.

1.1. Caracteristicile secțiunii de acoperire sedimentară.

1.2. Tectonica și istoria dezvoltării geologice.

1.2.1. Bazinul de rocă sedimentară Leno-Vshyuy (LPB).

1.2.2. OPB din Siberia de Est.

1.3. Potențial de petrol și gaze.

1.4. Studiul teritoriului prin metode geologice și geofizice și starea fondului structurilor promițătoare de petrol și gaze din NTO Vilyui.

Capitolul 2. ASPECTE TEHNICE, METODOLOGICE ŞI GEOLOGICE ŞI GEOFIZICE ALE CERCETĂRII.

2.1. Utilizarea bazei de date și a mediului tehnologic al unui sistem informațional geografic modern pentru a rezolva problemele atribuite

2.2. Modele geologice și geofizice ale obiectelor și teritoriilor.

2.2.1. Tectonica blocurilor de defecte.

2.2.1.1. Piața Atyakh din depresiunea Kempeidyai.

2.2.1.2. Zona Khatyng-Yuryakhskaya din depresiunea Lungkha-Kellin.

2.2.2. Modele structurale.

2.2.2.1. Depozitele Srednevilyuyskoye și Tolonskoye.

2.2.2.2 Megaswell Khapchagai și teritoriile adiacente.

2.2.3. Studiul caracteristicilor de creștere ale megaswellului Khapchagai și al ridicărilor controlate de acesta.

2.2.4. Modele de clustere de depozite ale megaswellului Khapchagai

2.2.5. Scanări de adâncime spectrală.

Capitolul 3. NATURA TECTONICA A SINECLIZEI VILYUISKY, STRUCTURI

FUNDAȚIE ȘI ACOPERIRE SEDIMENTARĂ.

3.1 Relieful suprafeței de eroziune-tectonic a fundației.

3.1.1. Natura geologică a anomaliilor gravitaționale-magnetice și a curbelor MT la cartografierea reliefului subsolului cristalin.

3.1.2. Compararea și analiza unor diagrame comune și hărți de relief ale subsolului cristalin.

3.1.3. Caracteristici de relief identificate în timpul cercetării

3.2. Natura tectonică a structurilor anticlinale plicative ale sineclizei Vilyui.

3.2.1. Structuri pozitive de ordinul I (megaswelle Khapchagai și Loglor).

3.2.2. Structuri plicative locale.

3.3. Rifting înăuntru istoria geologică Vilyui syneclise și bazinul de petrol și gaze Lena-Vilyui.

Capitolul 4. ACTIVAREA TECTONICĂ A SISTEMELOR DE DEFINIȚII ÎN FORMAREA BAZINELOR DE ROCĂ SEDIMENTARE ALE DEPRESIUNILOR MARGINALE ALE PLATFORMEI SIBERIANE DE EST.

4.1. Probleme legate de relația dintre formarea falilor în tectonosferă și evoluția bazinelor sedimentare.

4.2. Studiul caracteristicilor distribuțiilor spațio-azimutale ale sistemelor de falii adânci.

4.3. Activarea tectonicii falii și influența acesteia asupra relației dintre planurile structurale și sedimentarea diferitelor complexe de vârstă ale bazinelor de roci sedimentare.

Capitolul 5. ESTIMĂRI PROVECTIVE ALE DESCOPERIREA DE NOI DEPOZITE DE HC ÎN

TERITORIILE ONG-ULUI VILYUISKAYA.

5.1. Sedimente ale complexului structural paleozoic superior-mezozoic.

5.1.1. Perspective pentru descoperirea de noi zăcăminte bazate pe tehnologii GIS.

5.1.2. Prognoza geologică și matematică a rezervelor, zăcămintelor noi și zăcămintelor de hidrocarburi de pe teritoriul megaswell Khapchagai.

5.2. Sedimente ale complexului structural Riphean-Paleozoic inferior

5.3. Evaluarea rezultatelor prognozei pe baza modelelor identificate de localizare a zăcămintelor de hidrocarburi.

Lista recomandată de dizertații

  • Tectonica subsolului pre-Jurasic al plăcii Siberiei de Vest în legătură cu conținutul de petrol și gaz al zăcămintelor Paleozoice și Triasic-Jurasic 1984, doctor în științe geologice și minerale Zhero, Oleg Genrikhovici

  • Dezvoltarea geotectonică a aulacogenului Pechora-Kolvinsky și evaluarea comparativă a potențialului de petrol și gaze al elementelor sale structurale 1999, candidat la științe geologice și mineralogice Motuzov, Serghei Ivanovici

  • Fundația părții de est a Platformei Est-Europene și influența acesteia asupra structurii și potențialului de petrol și gaze al învelișului sedimentar 2002, doctor în științe geologice și minerale Postnikov, Alexander Vasilievici

  • Tectonica, evoluția și potențialul petrolier și gazos al bazinelor sedimentare din nordul european al Rusiei 2000, doctor în științe geologice și mineralogice Malyshev, Nikolai Alexandrovich

  • Tectonica falii a subsolului cristalin al părții de est a anteclizei Volga-Kama și relația sa cu structura straturilor sedimentare: conform metodelor geologice și geofizice 2002, doctor în științe geologice și minerale Stepanov, Vladimir Pavlovici

Introducerea disertației (parte a rezumatului) pe tema „Structuri și potențial de petrol și gaze al sineclizei Vilyui și a părții adiacente a adâncului Pre-Verkhoyansk”

Relevanţă. Lucrarea prezentată pentru apărare este dedicată studiului teritoriului sineclizei Vilyui și a părții centrale a jgheabului Pre-Verhoyansk, care face parte din sistemul de zone marginale ale Platformei Siberiei de Est. În sinecliza Vilyui există o regiune purtătoare de petrol și gaze cu același nume (zona de producție de petrol și gaze Vilyui), în care producția industrială de gaze se desfășoară din 1967 din zăcăminte descoperite în anii 60 în zăcămintele Paleozoic-Mezozoic superior. În ciuda istoriei lungi a studiilor geologice și geofizice (teritoriul este acoperit de explorări seismice MOB, sondaje gravitaționale și magnetometrice, măsurători MT și, parțial, observații aerospațiale), o serie de probleme din geologia acestei regiuni nu au fost încă suficient studiate. . Perspectivele pentru descoperirea de noi zăcăminte aici, care sunt foarte relevante pentru completarea și extinderea bazei de materii prime, rămân, de asemenea, neclare.

Crearea de complexe regionale puternice de producție de petrol și gaze în Siberia de Est este cea mai importantă problemă a economiei ruse. Numai pe baza propriei noastre baze energetice este posibilă dezvoltarea imensei bogății minerale a regiunii. Relevanța lucrării constă în faptul că descoperirea de noi zăcăminte de hidrocarburi în vechea zonă de producție de petrol și gaze Vilyui, purtătoare de petrol și gaze, producția de gaze în care formează baza industriei de gaze din Republica Sakha (Yakutia) , iar fondul de structuri promițătoare pregătite a fost epuizat, necesită un studiu mai aprofundat al structurii geologice și dezvoltării acestui regiune mare pe baza unei analize a datelor geofizice acumulate pe o perioadă de 40 de ani și a rezultatelor forajelor adânci folosind metode moderne prelucrarea informaţiei multidimensionale şi tehnologiile geoinformaţiei.

Scopul și obiectivele cercetării. Identificarea modelelor de amplasare a zăcămintelor de hidrocarburi și stabilirea naturii structurilor geologice care le controlează pe teritoriul sineclizei Vilyui și în partea centrală adiacentă a jgheabului Pre-Verhoyansk pe baza studiului principalelor structuri de formare și control. factorii (elementele structurii bazinelor petroliere și gaziere ale zonei de studiu) ai reliefului subsolului cristalin, structurilor de falii și sistemelor de rift.

Pentru atingerea scopului cercetării au fost stabilite următoarele sarcini: 1. Adaptarea modernului PARC Tehnologic Geoinformațional (Prognoză, Analiză, Recunoaștere, Cartografiere) pentru stabilirea și implementarea sarcinilor geologice și de prospectare a petrolului și gazelor; să dezvolte o abordare metodologică a rezolvării acestora, combinând realizarea de modele digitale ale diverselor elemente ale structurii geologice cu posibilitățile nelimitate de analiză și cartografiere formal-logică oferite de această tehnologie.

2. Clarificați relieful fondului de ten cristalin.

3. Identificarea genezei megaswell-urilor Khapchagai și Malykai-Loglorov care controlează principalele zone de acumulări de petrol și gaze din regiunea de petrol și gaze Vilyui, precum și natura tectonă asociată a sineclizei Vilyui și caracteristicile de clasificare ale petrolului și bazinul de gaze din zona de studiu. 4. Stabilirea tiparelor de activare a sistemelor de falii de diferite vârste de diferite orientări spațiale și influența lor asupra formării planurilor structurale ale complexelor de formare ale bazinelor de roci sedimentare de diferite vârste.

5. Să studieze condițiile și factorii care determină potențialul petrolului și gazului al bazinelor de roci sedimentare de diferite vârste (SRB), pentru a obține date noi pentru a prezice căutarea de noi zăcăminte și zăcăminte de hidrocarburi pe teritoriul regiunii de petrol și gaze Vilyui și să identifice modelele geologice ale locației lor.

Material factual și metode de cercetare

Lucrarea se bazează pe materialele autorului obținute în decursul multor ani de cercetări geologice și geofizice - căutări și explorare a primelor zăcăminte ale megaswellului Khapchagai și studiul ulterioar al teritoriului Yakutiei de Vest folosind metode geofizice structurale. Autorul a participat la aceste lucrări ca geofizician (1963-1979), apoi ca geofizician șef al trustului Yakutskgeofizika (1980-1990). Disertația folosește rezultatele cercetării și lucrărilor tematice desfășurate sub conducerea autorului, în cadrul programului științific și tehnic republican „Complexul de petrol și gaze al Republicii Sakha (Yakutia)” pe teme: „Geologic și modele geofizice ale teritoriilor purtătoare de gaze folosind exemplul megaswell Khapchagai și Western Verkhoyansk” (1992-1993); „Perfecţionarea planului structural al megaswellului Khapchagai şi identificarea structurilor pentru foraj adânc pe baza procesării integrate a datelor” (1995-1998); „Modele geologice și geofizice ale etajului al 2-lea al părților centrale și de est ale regiunii de petrol și gaze Vilyui și perspectivele potențialului lor de petrol și gaze” (2000-2001). Teza a inclus, de asemenea, rezultatele lucrărilor de cercetare contractuală (sub conducerea autorului) cu Comitetul de Stat pentru Geologie și Utilizarea Subsolului PC (Yakutia), SA „Yakutskgeo-physics” și compania „Sakhaneftegaz” pe teme: „Introducerea tehnologiilor informatice pentru rezolvarea problemelor de prognoză a perspectivelor petrolului -conținutul zonal al regiunii de petrol și gaze Vilyui” (1995-1997); „Evaluarea previzională a teritoriilor potențial gazoase ale regiunii de petrol și gaze Vilyui pe baza metodelor și tehnologiilor avansate” (1999)

2000); „Studiul caracteristicilor amplasării acumulărilor de hidrocarburi în teritoriile purtătoare de petrol și gaze din vestul Yakutiei” (2001-2002).

Principalele metode de cercetare au fost: prelucrarea complexă a informațiilor cartografice geologice și geofizice folosind tehnologia GIS computerizată - PARK și programele geofizice; prognoza geologica si matematica; modelarea geologică și geofizică a câmpurilor potențiale; analize statistice, de varianță, factori, corelații și cluster ale informațiilor multidimensionale.

Dispoziții protejate

1. În relieful subsolului cristalin al sineclizei Vilyui, se izolează megatroughul extins Ygyattinsky-Linden, care separă megablocurile Aldan și Anabar ale platformei siberiei și depresiunea Lungkha-Kelinsky, care determină adâncimi semnificative ale fundației (15- 20 km) în partea sa centrală.

2 Formarea megaswell-urilor Khapchagai și Malykai-Loglorov, care controlează principalele zone de acumulare de petrol și gaze din regiunea de petrol și gaze Vilyui, este asociată cu inversarea paleoriftului Vilyui (regenerarea Paleozoicului Mijlociu) în epoca Cretacicului inferior. Sinecliza Vilyui este de natură aulacogenă și este o structură de vârstă Cretacic superior.

3. În depresiunile marginale din estul Platformei Siberiei se manifestă activarea cu vârste diferite a sistemelor de falii așezate anterior de diferite direcții și generații și reorientarea azimutală asociată a planurilor structurale ale complexelor sedimentare ale bazinelor de roci sedimentare de diferite vârste, ale căror procese sunt sincrone și direcționate în timp geologic.

4. Modelele de amplasare a zăcămintelor de hidrocarburi și perspectivele de descoperire de noi zăcăminte în regiunea de petrol și gaze Vilyui sunt determinate de relația spațio-temporală a zonelor favorabile de generare și acumulare de hidrocarburi cu zonele de rift continental (aulacogeni); perspective suplimentare pentru acest teritoriu sunt asociate cu structurile horst cauzate de tectonica contrastantă a blocurilor de falie din depozitele Rifean-Paleozoic Mijlociu.

Noutatea științifică a cercetării. Pentru prima dată, pentru întregul teritoriu al sineclizei Vilyui și partea centrală a jgheabului Pre-Verkhoyansk, a fost efectuată o analiză cuprinzătoare a materialelor geologice și geofizice folosind metode moderne de procesare a informațiilor multidimensionale și tehnologii de geoinformație. Noutatea științifică a rezultatelor este următoarea:

S-au obținut date fundamental noi privind relieful fundației cristaline - natura și adâncimea blocurilor și structurilor sale individuale, făcând ajustări semnificative la ideile existente despre natura tectonă și structura geologică a zonei de studiu;

Au fost identificate trăsături ale formării mega-umfurilor Khapchagai și Malykai-Loglorov, precum și sinecliza Vilyui în ansamblu, asociată cu inversarea în zonele paleorift (aulacogeni); S-a stabilit că etapele de dezvoltare ale bazinului de petrol și gaze Vilyui sunt legate genetic și sincron în timp de etapele de activare a paleoriftului Vilyui al regenerării paleozoicului mediu.

A fost stabilită natura activării tectonicii falii adânci și influența acesteia asupra relațiilor dintre planurile structurale ale complexelor structurale și formaționale de diferite vârste ale bazinelor de petrol și gaze, care leagă procesele de activare tectonice și de sedimentare în un singur proces evoluția bazinelor de roci sedimentare, explică etapele dezvoltării lor și are legătură cu ontogeneza hidrocarburilor;

Relația dintre poziția spațială a zonelor favorabile de acumulare de hidrocarburi și a zonelor de rift continentale (aulacogeni) care taie partea platformei bazinului este prezentată pentru bazinul de roci sedimentare Lena-Vilyui și pentru bazinul subiacent Riphean-Paleozoic inferior - posibilitatea ca existența unei tectonici contrastante cu blocuri de falie; Unele dintre structurile horst rezultate pot fi disponibile pentru foraj în zonele interne ale regiunii de petrol și gaze Vilyui, ceea ce crește semnificativ perspectivele acestui complex structural, al cărui potențial de petrol și gaze a fost dovedit în teritoriile adiacente.

Pe baza însumării prevederilor protejate s-a confirmat punctul de vedere că, pe baza unității genetice, elementele principale ale bazinelor de roci sedimentare ale Pământului sunt: ​​sistemele de rift, blocurile intra și inter-rift; defecte de natură diferită, precum și formele de paleorelief de subsol care determină macrostructura învelișului sedimentar și ontogeneza hidrocarburilor [D.A. Astafiev, 2000]. Un plus la acest punct de vedere bazat pe cercetările efectuate este rolul deosebit al sistemelor de falii activate (inclusiv rupturi) și procesul de activare a acestora în sine în evoluția OPB.

Semnificația practică a lucrării:

Construcțiile structurale regionale au fost realizate pe teritoriul regiunii de petrol și gaze Vilyui pe baza mai multor repere geologice situate în apropierea orizontului productiv, care reprezintă baza pentru planificarea curentă și pe termen lung a lucrărilor de explorare geologică pentru petrol și gaze;

A fost construită o hartă de prognoză a locației zonelor și zonelor care sunt promițătoare pentru descoperirea zăcămintelor de condensat de gaze și a zăcămintelor din zăcămintele Paleozoic-Mezozoic superior din regiunea de petrol și gaze Vilyui;

Au fost clarificate rezervele de gaze prognozate ale zăcămintelor de megaswell Khapchagai, s-a stabilit o probabilitate mare de existență a unui zăcământ nedetectat aici cu rezerve de gaze prognozate de aproximativ 75-90 miliarde m, iar locația sa probabilă a fost localizată în apropierea principalului dezvoltat. Câmpul Srednevilyuyskoye;

Noi tipuri de obiecte de prospectare potențial promițătoare - structuri horst - au fost identificate pe teritoriul sineclizei Vilyui în depozitele Riphean - Paleozoic inferior și au fost fundamentate recomandări pentru studiul prioritar al ridicărilor de horst Khatyng - Yuryakh și Atyakh, datorită perspective mari pentru descoperirea unor zăcăminte mari în ele;

Au fost dezvoltate tehnici metodologice pentru identificarea tectonicii de amplitudine redusă pe baza analizei hărților structurale construite din datele de foraj;

A fost dezvoltată o tehnică de dezvoltare a adâncimii spectrale a curbelor de înregistrare (PS și AC), concepută pentru a studia ciclicitatea sedimentării și a corela secțiunile puțurilor adânci.

Aprobarea lucrării. Principalele prevederi și secțiunile individuale ale lucrării de disertație au fost discutate și prezentate la: conferinta stiintific-practica„Probleme ale metodelor de căutare, explorare și dezvoltare a zăcămintelor de petrol și gaze din Yakutia” (Yakutsk, 1983), reuniunea întregii Uniunii „Studii seismostratigrafice în căutarea petrolului și gazelor” (Chimkent, 1986), conferință aniversară dedicată 40 de ani de la Institutul de Științe Geologice SB RAS ( Yakutsk, 1997), conferința regională a geologilor din Siberia și Orientul îndepărtat Rusia (Tomsk, septembrie 2000), Conferința Aniversară a Geologilor din întreaga Rusie (Sankt. Petersburg, octombrie 2000), XXXIV Conferință Tectonică a Rusiei (Moscova, ianuarie 2001), a V-a internațională conferința „Noi idei în geoștiințe” (Moscova, aprilie, 2001), a V-a conferință internațională „Noi idei în geologia și geochimia petrolului și gazelor” (Moscova, mai-iunie, 2001), consiliul științific comun al Academiei de Științe ale Federației Ruse (I ) despre știința pământului (1996, 1998, 1999), STS al Companiei de Stat de Petrol și Gaze Sakhaneftegaz (1994, 2001), STS al Ministerului Industriei PC (Y) (1996), STS al Comitetului de Stat pentru Geologie și Utilizarea Subsolului (2001), conferințe științifice ale facultății de explorare geologică a universității (1986, 1988, 2000), reuniune extinsă a Departamentului de Geofizică al Departamentului de Cercetare Geologică de Stat al YSU (2001) .

Rezultatele practice ale lucrării au fost revizuite la Consiliul științific și tehnic al Ministerului Industriei (protocolul nr. 17-240 din 30 decembrie 1996), societatea Sakhaneftegaz (protocolul Consiliului științific și tehnic nr. 159 din 28 decembrie 1996). , 2000) și Comitetul de Stat pentru Geologie al Republicii Sakha (Yakutia) (Protocolul Consiliului Științific și Tehnic nr. 159 din 28 decembrie 2000) și recomandat pentru implementare. Au fost publicate 32 de publicații științifice pe tema disertației.

Autorul le mulțumește profesorilor A.V. Bubnova, B.C. Imaeva, V.Yu. Fridovsky, E.S. Yakupova; d. g.-m. Științe K.I. Mikulenko și Ph.D. Științe B.C. Sitnikov pentru comentariile critice și sugestiile exprimate în etapa intermediară de pregătire a lucrării, de care autorul a încercat să le ia în considerare, precum și Ph.D. Științe A.M. Sharov pentru asistență în procesarea materialelor și pregătirea lucrării de disertație. Mulțumiri speciale Academicianului Republicii Sakha (Yakutia), profesor, D.G.M. Științe A.F. Safronov pentru consultări fructuoase în timpul lucrărilor la disertație.

Teze similare la specialitatea „Geologie, căutare și explorare minerale combustibile”, 25.00.12 cod VAK

  • Structura geologică, caracteristicile locației și perspectivele pentru descoperirea acumulărilor de petrol și gaze în sinecliza Dahomey-Nigeria 1998, Candidat la Științe Geologice și Mineralogice Kochofa, Anicet Gabriel

  • Dezbinarea continentală a platformei nord-est-europene în Neogean: geologie, istorie a dezvoltării, analiză comparativă 2013, doctor în științe geologice și minerale Baluev, Alexander Sergeevich

  • Structura geologică și perspectivele potențiale de petrol și gaze ale acoperirii sedimentare a Bazinului Congolez Inferior: Republica Angola 1999, candidat la științe geologice și mineralogice Bayona Jose Mavungu

  • Tectonica și rezervoarele naturale ale sedimentelor mezozoice și paleozoice adânci din Caucazul Central și de Est și Ciscaucazia în legătură cu perspectivele de petrol și gaze 2006, doctor în științe geologice și minerale Voblikov, Boris Georgievich

  • Istoria formării straturilor purtătoare de gaze în partea de est a sineclizei Vilyui și zonele adiacente ale jgheabului Verkhoyansk 2001, candidat la științe geologice și mineralogice Rukovici, Alexander Vladimirovici

Încheierea disertației pe tema „Geologie, căutare și explorare a combustibililor fosili”, Berzin, Anatoly Georgievich

Rezultatele studierii incrementelor AFt folosind criteriul Rodionov F(r02) și estimarea volumului populației naturale N

A.F.; V(r02) Rezultatele cercetării

0,007 0,008 ~ L AFn =0,0135, N =70; H0 cu N = 70, « = 16 este respins,

0,034 0,040 AFn = 0,041, N = 23; Dar este acceptat, pentru că %in (la N =23;

0,049 0,050 4,76 „=16)=2,31<^=3,84

0,058 0,059 11,9 Chenarul este fals, deoarece V(MS, Ms+l) = 3,8< %т = 3,84

În urma studierii funcției de distribuție a rezervelor Fn(Qm) (Tabelele 5.1.5 și 5.1.6), s-a obținut o estimare a volumului populației naturale folosind formula: = (3)

AF rezultat din relația (1). l 1-0,041 jV = -^ ^ l = 23 zăcăminte de gaze. 0,041

În scopul controlului reciproc, se folosesc încă două formule pentru a estima volumul populației naturale N. În prima dintre ele, estimarea N este calculată folosind formula:

N= М(/)0 + 1)-1, (4) găsit din expresia așteptărilor matematice

M(/) = n +1, care este primul moment inițial al funcției de distribuție a probabilității:

Cn , (5) unde I sunt valori întregi corespunzătoare incrementelor AF, (1 = 1) 2 AF(I = 2), (N-n+l) AF(I = N-n + l).

În al doilea caz, volumul populației naturale este estimat folosind formula

N - --1. (6) nx obținut pe baza (5).

Utilizarea formulelor (4) și (6) a condus la următoarele rezultate: N =22, N=25 Cercetare folosind distribuția (5) și criteriul Pearson [J. S. Davis,

1=1 M(I7) unde / - poate lua valori 1, 2,., N - n +1; rij este numărul real de membri ai submulților Mt, stabilit pe baza studiului secvenței AFi folosind criteriile de distribuție Rodion (5); M(nj) este așteptarea matematică a numărului de membri Mt, calculată prin formula M(rij) = P(I) "n, unde n este dimensiunea eșantionului, iar probabilitatea P(1) este calculată prin formula ( 5) a arătat:

N=22"=16 N=23"=16

I Р(1) n Р(1) [Л/

1 0,727 11,6 11 0,031

2 0,208 3,33 4 0,135 ^ = 0,166

I P(I) n-P(I) «, ^

1 0,696 11,14 11 0,002

2 0,221 3,54 4 0,060 ^=0,062

N =25 P= 16 ad. />(/) n,

1 0,64 10,24 11 0,056

2 0,24 3,84 4 0,006

În toate cele trei opțiuni luate în considerare, valorile obținute au fost mai mici decât valoarea tabelului de 3,84, la un nivel de semnificație de 0,05 și un grad de libertate. Aceasta înseamnă că nu toate contrazic ipoteza nulă.

H0:P(I;n,N) = P(I-n,N), (8) cu alternativă

Hx\P(I\n,N)*P(I\n,N) (9) și poate fi acceptat. Cele mai mici, dar identice valori ale %в = 0,062 caracterizează estimările N = 23 și N = 25. Totuși, N-25 prezintă cea mai mare apropiere între rezervele explorate și cele calculate cu ajutorul ecuației găsite, fapt dovedit de valoarea coeficientului de corelație r = 0,9969 (pentru N-22 - r - 0,9952; N = 23 - r = l

0,9965). Când N=25, printre cele prezise există patru valori de rezervă care sunt mai apropiate de cele excluse din eșantion, comparativ cu rezultatele prognozate pentru alte două

L. A gim estimează (N=22 și N=23). Pe baza celor de mai sus, s-a luat N = 25 pentru a estima volumul populației naturale N.

Având funcția de distribuție a probabilității Fn(Qm) și cunoștințele despre forma funcției descriptive F(x), se poate construi distribuția populației naturale originale Fn (Qm) . Pentru a face acest lucru, calculați mN - --, apoi ^ N și ym și

D 7? iV +1 ^ ecuația + 6, (10) este găsită pentru cazul utilizării distribuției lognormale ca funcție de descriere)

Folosind ecuația găsită (10), sunt estimate toate valorile lui Q\,Q2i---->Qft Rezervele estimate în zăcămintele de petrol sau gaze nedetectate sunt determinate prin excluderea rezervelor zăcămintelor explorate din valorile N obținute.

Tabelul 5.1.7 prezintă rezultatele evaluării rezervelor prognozate și potențiale ale complexului natural Khapchagai.

La calcularea valorilor de rezervă, a fost utilizată ecuația = 0,7083^ + 3,6854, (11)

Coeficient de corelație: r = 0,9969.

CONCLUZIE

Descoperirea unor noi zăcăminte de hidrocarburi în sinecliza Vilyui, producția de gaze în care stă la baza industriei gazelor din Republica Sakha (Iacuția), are o importanță economică deosebită atât pentru această republică, cât și pentru întregul Orient Îndepărtat rus. Rezolvarea acestei probleme necesită un studiu mai aprofundat al structurii și dezvoltării geologice a acestei mari regiuni care alcătuiește regiunea de petrol și gaze Vilyui, inclusiv prin analiza datelor geologice și geofizice acumulate pe o perioadă de 40 de ani folosind metode moderne de prelucrare. tehnologii informaționale și geoinformaționale multidimensionale. Cel mai relevant este identificarea tiparelor de amplasare a zăcămintelor de hidrocarburi și stabilirea naturii structurilor geologice care le controlează pe baza studiului principalilor factori de formare a structurii: relieful subsolului cristalin, structurile de falii și sistemele de rift.

O analiză cuprinzătoare a materialelor geologice și geofizice efectuată pentru prima dată pe teritoriul sineclizei Vilyui și a părții adiacente a jgheabului Pre-Verkhoyansk, folosind abordarea metodologică de mai sus, a făcut posibilă clarificarea ideilor existente și fundamentarea noilor idei despre structura geologică. , dezvoltarea geologică și potențialul de petrol și gaze al unei regiuni mari

1. În relieful subsolului cristalin al sineclizei Vilyui, se izolează megatroughul extins Ygyattinsky-Linden, care separă megablocurile Aldan și Anabar ale platformei siberiei și depresiunea Lungkha-Kelinsky, care au o natură tectonă similară și adâncimi de subsol de pana la 20 km.

Pe baza materialelor geofizice, au fost obținute noi date privind relieful subsolului cristalin, natura și adâncimea blocurilor și structurilor sale individuale. Un element structural fundamental nou și important, identificat conform acestor construcții, este vastul și extins megajgheab Ygyattinsky-Linden alungit liniar în direcția nord-est cu o adâncime de îngropare anormală (mai mult de 20 km), în care depresiunea Linden este unită de-a lungul subsol cu ​​cel Ygyattinsky. Anterior, adâncimea de apariție aici a fost estimată la cel mult 12-14 km. Pozițiile planificate ale megatroughului și depresiunilor cu același nume din depozitele paleozoic-mezozoic superior sunt deplasate, iar loviturile lor regionale diferă semnificativ.

2. Natura tectonică a megaswell-urilor Khapchagai și Malykai-Loglorov, care controlează principalele zone de acumulare de petrol și gaze din regiunea de petrol și gaze Vilyui, este asociată cu inversarea paleoriftului Vilyui Paleozoic-Mezozoic Mijlociu. Sinecliza Vilyui este o structură din epoca Cretacicului târziu.

Se demonstrează că formarea megaswell-urilor Khapchagai și Malikai-Loglorov, ale căror caracteristici ale structurii tectonice identifică poziția megathrough-ului Ygyatta-Linden și a depresiunii Lungkha-Kelin ca poziție a zonelor de rifturi fosile (aulacogeni), este datorită manifestării etapei finale de dezvoltare a sistemului paleorift Vilyui regenerat - inversarea acestuia. Timpul inversării este în principal apțian, ceea ce dă motive să se considere sinecliza Vilyui ca fiind o structură a epocii Cretacicului târziu, iar epocile dezvoltării sale premergătoare acestui timp să fie considerate ca o etapă de subsidență a sistemului paleorift. Activitatea tectonică a paleoriftului Vilyui este strâns legată de dezvoltarea regiunii pliate Verkhoyansk și are un caracter cinematic asociat articulației (simultan sau cu o ușoară deplasare în timp) și regimul mișcărilor tectonice.

Se presupune că bazinul de petrol și gaze Leno-Vilyui, conform clasificării moderne a B.A. Sokolov ar trebui să fie clasificat ca un bazin al subtipului marginal platformă al clasei de sineclize și depresiuni suprapuse.

3. În depresiunile marginale din estul Platformei Siberiei se manifestă activarea cu vârste diferite a sistemelor de falii stabilite anterior de diverse direcții și generații și reorientarea azimutală asociată a planurilor structurale ale complexelor sedimentare ale bazinelor de roci sedimentare de diferite vârste. Procesele sunt sincrone și direcționale în timpul geologic.

Studiile efectuate pentru prima dată au stabilit existența unor procese interconectate de activare a faliilor de adâncime și reorientare a planurilor structurale ale complexelor structural-formaționale ale bazinelor sedimentare-rocă de diferite vârste, legând activarea și sedimentarea tectonice într-un singur proces de evoluție a OPB. Se trag concluzii cu privire la influența dominantă a faliilor de sedimentare active (formatoare de bazin) asupra proceselor de sedimentare și a etapelor de dezvoltare a bazinelor de roci sedimentare și a ontogenezei hidrocarburilor. Se presupune că activarea poate fi cauzată de un mecanism planetar, precum și de procese care au avut loc în Proterozoic-Fanerozoic în zonele de joncțiune ale continentului siberian cu alte blocuri continentale.

4. Modelele de amplasare și perspectivele pentru descoperirea de noi câmpuri în regiunea de petrol și gaze Vilyui sunt determinate de relația spațială a zonelor favorabile de generare și acumulare de hidrocarburi cu zonele de rift continental (aulacogeni); perspective suplimentare pentru acest teritoriu sunt asociate cu structurile horst cauzate de tectonica contrastantă cu blocuri de falie în depozitele din Riphean-Paleozoic Mijlociu

Se arată că situația tectonofizică în timpul post-jurasic în regiunea de petrol și gaze Vilyui a OPB Leno-Vilyui a fost caracterizată prin convergența zonelor de generare de hidrocarburi în aceasta cu zonele complexului bazinului de bază și suprapunerea lor în cadrul depresiunile profunde Ygyattinsky-Linden și Lungkha-Kelinsky (aulacogeni). În contururile zonelor suprapuse, s-au creat condiții favorabile pentru formarea de depozite pe ridicările mega-umfurilor Khapchagai și Malikai-Loglorov și a altor structuri datorită migrației verticale preferențiale, inclusiv din depozitele OPB Riphean-Paleozoic inferior. Perspectivele descoperirii de noi zăcăminte aici sunt confirmate de construcția hărților de prognoză bazate pe analiza informațiilor multidimensionale folosind sisteme de informații geografice și prognoză geologică și matematică.

În urma cercetărilor, punctul de vedere al unor cercetători a fost confirmat că elementele principale ale bazinelor de roci sedimentare ale Pământului sunt: ​​sistemele de rift, blocurile intra și inter-rift; falii de diferite naturi, precum si forme de paleorelief subsol, care determina macrostructura invelisului sedimentar si ontogeneza hidrocarburilor. Un plus la acest punct de vedere bazat pe cercetările efectuate este rolul deosebit al sistemelor de falii activate (inclusiv rupturi) și procesul de activare a acestora în sine în evoluția OPB.

Semnificația practică a lucrării de disertație este determinată de rezultatele cercetării efectuate, care au o aplicație practică. A fost construită o hartă de prognoză a locației zonelor și zonelor care sunt promițătoare pentru descoperirea zăcămintelor și a zăcămintelor de condensat de gaz în zăcămintele Paleozoic-Mezozoic superior din regiunea de petrol și gaze Vilyui. Rezervele de gaze prognozate ale câmpurilor de megaswell Khapchagai au fost clarificate, a fost stabilită o probabilitate mare de existență a unui câmp încă neidentificat cu rezerve de gaze prognozate de aproximativ 75-90 miliarde m, iar locația sa probabilă în apropierea câmpului Srednevilyuyskoye dezvoltat a fost stabilită. fost localizat. Recomandările pentru studiul prioritar al ridicărilor de horst Khatyng - Yuryakh și Atyakh din depozitele Riphean - Paleozoic inferior sunt fundamentate, datorită perspectivelor mari de descoperire a unor zăcăminte mari în acestea. Construcțiile structurale regionale au fost realizate pe baza mai multor repere geologice situate în apropierea orizonturilor productive, care reprezintă baza pentru planificarea curentă și pe termen lung a lucrărilor de prospectare și explorare a petrolului și gazelor. Au fost dezvoltate tehnici metodologice pentru identificarea tectonicii de amplitudine redusă pe baza analizei hărților structurale construite din datele de foraj și o tehnică de scanare în adâncime a datelor de sondaj geofizic în puțuri, destinată studierii ciclicității sedimentării și corelarea secțiunilor de fântâni adânci.

Aceste rezultate au fost luate în considerare la Consiliul științific și tehnic al Ministerului Industriei al Republicii Belarus (Yakutia), Comitetul de Stat pentru Geologie al Federației Ruse (Yakutia), compania „Sakhaneftegaz” și trustul „Yakutskgeofiziki” și au recomandat pentru implementare

Lista de referințe pentru cercetarea disertației Doctor în științe geologice și minerale Berzin, Anatoly Georgievich, 2002

1. Andreev B.A., Klushin. IG. Interpretarea geologică a anomaliilor gravitaționale. -L.: Nedra, 1965.-495 p.

2. Alekseev F.N. Teoria acumulării și prognozarea rezervelor minerale. Tomsk: Editura Tom. un-ta. 1996. -172 p.

3. Alekseev F.N., Berzin A.G., Rostovtsev V.N. Evaluarea previzională a perspectivelor pentru descoperirea zăcămintelor de gaze în complexul natural Khapchagai // Buletinul Academiei Ruse de Științe Naturale, vol. 3, Kemerovo: Editura Filialei din Siberia de Vest, 2000. -P. 25-36.

4. Alekseev F.N., Rostovtsev V.N., Parovinchak Yu.M. Noi oportunități de creștere a eficienței explorării geologice pentru petrol și gaze. Tomsk: Editura Universității Tomsk, 1997. 88 p.

5. Alperovich I.M., Bubnov V.P., Varlamov D.A. și altele.Eficacitatea metodelor magnetico-telurice de prospectare electrică în studiul structurii geologice a teritoriilor promițătoare de petrol și gaze ale URSS /. Review, ed. VIEMS, 1997.

6. Artyushkov E.V. Tectonica fizică. M., Nauka, 1993. P. -453.

7. Astafiev D.A. Natura și elementele principale ale structurii bazinelor sedimentare ale pământului. // Rezumate ale rapoartelor celei de-a V-a conferințe internaționale „Noi idei în geoștiințe”.- M.: , 2001. -CU. 3.

8. Babayan G.D. Tectonica și potențialul de petrol și gaze al sineclizei Vilyui și zonelor adiacente bazate pe materiale geofizice și geologice. - Novosibirsk: Nauka, 1973. 144 p.

9. Babayan G.D. Structura fundației părții de est a platformei siberiei și reflectarea acesteia în acoperirea sedimentară / Tectonica Siberiei. T.III. M., Nauka, 1970. pp. 68-79.

10. Babayan G.D. Scurtă descriere și prevederi principale ale interpretării geologice a anomaliilor magnetice și gravitaționale / Rezultatele geologice ale cercetărilor geofizice în Republica Socialistă Sovietică Autonomă Yakut. Irkutsk, 1972. pp. 17-27.

11. Babayan G.D., Dorman M.I., Dorman B.L., Lyakhova M.E., Oksman S.S. Modele de distribuție a proprietăților fizice ale rocilor // Rezultatele geologice ale cercetărilor geofizice în Republica Socialistă Sovietică Autonomă Yakut. Irkutsk, 1972. Pagină 5-16.

12. Babayan G.D., Mokshantsev K.B., Uarov V.F. Scoarța terestră a părții de est a platformei siberiei. Novosibirsk, Nauka, 1978.

13. Babayan G.D. Tectonica și potențialul de petrol și gaze al sineclizei Vilyui și zonelor adiacente bazate pe materiale geofizice și geologice. Novosibirsk: Nauka, 1973. -S. 144 p.

14. Bazhenova OK Burlin YK Sokolov BA Khain BE Geologia și geochimia petrolului și gazelor. -M.: MSU, 2000.- P. 3-380.

15. Bakin V.E., Mikulenko K.I., Sitnikov V.S. şi altele.Tipificarea bazinelor petroliere şi gaziere din Nord-Estul URSS // Bazine sedimentare şi potenţial petrolier şi gazier. Dokl. bufnițe geologi la cea de-a 28-a sesiune a Internaționalei. geol. Congres Washington, iulie 1989. M., 1989.-P. 54-61.

16. Bakin V.E. Modele de distribuție a zăcămintelor de gaze în zăcămintele mezozoice și permiene ale sineclizei Vilyui: rezumatul autorului. teza de doctorat. geol.-mineral, sc. -Novosibirsk: 1979. P. 3-20.

17. Bakin V.E., Matveev V.D., Mikulenko K.I. și alții.Despre metodologia studiului și evaluării regionale a perspectivelor potențialului de petrol și gaze ale zonelor marginale ale platformei siberiei În cartea: Lithology and geochemistry of sedimentary strates of Western Yakutia. Novosibirsk: Nauka, 1975, -S. 26-45.

18. Berezkin V.M. Aplicarea explorării gravitaționale pentru căutarea zăcămintelor de petrol și gaze. -M.: Nedra, 1973.

19. Berzin A.G. Câteva aspecte ale utilizării principiilor stratigrafiei seismice în explorarea petrolului și gazelor în Yakutia // Seismostratigraphic studies in the search for oil and gaz fields, Alma-Ata: Science, 1988.- pp. 196-203.

20. Berzin A.G., Murzov A.I., Pospeeva N.V. Despre posibilitatea de a prezice rezervoarele de carbonat pe baza datelor seismice // Geophysical research in Yakutia, Yakutsk: YSU, 1992.-P.9-15.

21. Berzin A.G., Zubairov F.B., Murzov A.I. și alții.Studiul ciclicității sedimentării pe baza materialelor de exploatare acustică // Stratigrafia și tectonica resurselor minerale din Yakutia.- Yakutsk: YSU, 1992. pp. 89-95.

22. Berzin A.G., Zubairov F.B., Shabalin V.P. și altele.Prognoza câmpului productiv al câmpului Talakanskoye folosind un complex de date geologice și geofizice. // Cercetări geofizice în Yakutia.- Yakutsk: YSU, 1992.-P.15-23.

23. Berzin A.G., Zubairov F.B. Stabilirea ciclicității sedimentării conform datelor GIS // Cercetări geofizice în studiul structurii geologice a potențialului de petrol și gaze din regiunile siberiene - Novosibirsk: SNIIGGiMS, 1992. - P.89-95.

24. Berzin A.G. Modele geologice și geofizice ale câmpului de condensat de gaz Srednevilyuy // Note științifice ale YSU. Seria: Geologie, Geografie, Biologie // 60 de ani de studii superioare a Republicii Sakha (Yakutia).- Yakutsk: YSU, 1994. P. 63-75.

25. Berzin A.G., Sharova A.M. și colab.. Despre problema tectonicii falii în zona Atyakh. // Cercetări geofizice în Yakutia, - Yakutsk: YSU, 1995.- P. 140-149.

26. Berzin A.G., Bubnov A.V. și altele.Clarificarea aspectelor structurale ale modelului geologic al câmpului de condensat de gaze Srednevilyui // Geologie și minerale din Yakutia. Yakutsk: YSU, 1995.- p. 163-169.

27. Berzin A.G., Berzin S.A. și alții.Cu privire la problema identificării structurii Atyakh în depresiunea Kempendyai pe baza datelor geofizice // Questions of geology and mineing of Yakutia.-Yakutsk: YSU, 1997, pp. 47-51.

28. Berzin A.G., Sharova A.M., Berzin S.A. și alții.Cu privire la chestiunea justificării punerii unei fântâni adânci pe structura Atyakh în depresiunea Kempendyai //

29. Structura geologică și mineralele Republicii Sakha (Yakutia) // Materiale de conferință. Yakutsk: YNTS SB RAS, 1997. - p. 3-4.

30. Berzin A.G., Bubnov A.V., Berzin S.A. Despre problema reluării lucrărilor de prospectare în regiunea de petrol și gaze Vilyui // Știință și educație. Yakutsk: YNTS SB RAS, 1998. - P. 50-55.

31. Berzin A.G., Sharova A.M. Perspective pentru explorare de petrol și gaze în zona anomaliei gravitaționale Khatyng-Yuryakh // Structura geologică și minerale din Republica Sakha (Yakutia). Yakutsk: YSU, 1999.- S.

32. Berzin A.G., Bubnov A.V., Alekseev F.N. Perspective pentru descoperirea de noi zăcăminte de condensat de gaze în regiunea de petrol și gaze Vilyui din Yakutia // Geologia petrolului și gazelor. 2000. -Nr 5. - P. 6-11.

33. Berzin A.G., Sitnikov V.S., Bubnov A.V. Aspecte geologice și geofizice ale structurii profunde a sineclizei Vilyui // Geofizică - 2000. Nr. 5. - P. 49-54.

34. Berzin A.G. Câteva caracteristici structurale ale depozitelor de megaswell Khapchagai pe baza rezultatelor analizei informațiilor multidimensionale // Cercetări geofizice în Yakutia. Yakutsk: YSU, 2000. - p. 140-144.

35. Berzin A.G. Natura tectonică a megaswell-urilor Khapchagai și Malykai-Loglorov ale sineclizei Vilyui din Yakutia // Materiale ale conferinței regionale a geologilor din Siberia și Orientul Îndepărtat - Tomsk: 2000. - vol. 1. - pp. 93-95.

36. A3. Berzin A.G. Date noi despre structura și conținutul de gaze al regiunii geologice Vilyui din Yakutia // Materiale ale Congresului întreg rus al geologilor și ale Conferinței geologice științifice și practice. Sankt Petersburg: 2000. -S. 126.

37. Berzin A.G. Tectonica defectelor a sineclizei Vilyui și potențialul de petrol și gaze // Știință și Educație. Yakutsk: YSC SB RAS, 2001. - Nr. 4. - P. 28-32.

38. Berzin A.G. Tectonica falii a sineclizei Vilyui în legătură cu potențialul petrolului și gazelor // Tectonica neogeană, probleme generale și regionale // Materiale ale reuniunii tectonice XXXIV-ro. - M.: Geos, 2001.-S. 47-50.

39. Berzin A.G. Date noi despre structura și conținutul de gaze al regiunii geologice Vilyui din Yakutia // Buletinul Goskomgeologiya, - Yakutsk: YSC SB RAS, 2001. Nr. 1. - P. 7-9.

40. Berzin A.G. Caracteristici ale tectonicii bazinelor de roci sedimentare din estul Platformei Siberiei // Idei noi în geoștiințe // Rezumate ale Conferinței Internaționale a V-a. - M.: MSU, 2001. P. 207.

41. Berzin A.G. Evoluția bazinelor de petrol și gaze și a tectonicii falilor în estul platformei siberiei // Noi idei în geologia și geochimia petrolului și gazelor // Materialele conferinței internaționale a V-a. - M.: MSU, 2001, vol. 1 p. 53-55.

42. Burke K. Evoluția sistemelor de rift continentale în lumina tectonicii plăcilor. Ink.: Rifturi continentale.-M.: Mir, 1981, p. 183-187.

43. Berdichevsky M.N., Yakovlev I.A. Noi metode ale curenţilor teluric // Explorarea şi protecţia subsolului, - 1963.- Nr. 3.- Pag. 32-37.

44. Bobrov A.K., Solomon A.Z., Gudkov A.A., Lopatin S.S. Date noi despre geologia și potențialul de petrol și gaze al șeii Botuobinskaya // Date noi despre geologia și conținutul de petrol și gaze din Republica Socialistă Sovietică Autonomă Yakut. -Yakutsk, 1974. pp. 22-40.

45. Brod I.O. Fundamentele doctrinei bazinelor petroliere și gaziere.- M.: Nedra. 1964.

46. ​​​​Bulina L.V., Spizharsky T.N. Eterogenitatea subsolului platformei siberiei.

47. Tectonica Siberiei. Novosibirsk: Nauka, 1970. - vol. 3. - p. 54-61.

48. Bulgakova M.D., Kolodeznikov I.I. Riftingul Paleozoicului mijlociu în nord

49. La est de URSS; sedimentare și vulcanism. -M.; Știință, 1990.-256p.

50. Vassoevich N.B., Geodekyan A.A., Zorkin L.M. Bazine sedimentare purtătoare de petrol și gaze // Combustibili fosili: probleme de geologie și geochimie a produselor petroliere. M.: Nauka, 1972. - p. 14-24.

51. Vassoevici N.B. Despre conceptul și termenul „bazine sedimentare” // Buletin. Moscova o-vatest. natură. Dept. geol. 1979. - T.54, nr. 4. - p. 114-118.

52. Vassoevich N.B., Arkhipov A.Ya., Burlin Yu.K. si altele.Bazinul petrolului si gazelor este principalul element de zonare petrogeologica a teritoriilor mari // Vesti. Universitatea de Stat din Moscova. Ser. 4. Geologie. 1970. - Nr. 5. - P. 13-24.

53. Vassoevich N.B., Sokolov B.A., Mazor Yu.R. si altele.Probleme de tectonica regiunilor petroliere si gaziere ale Siberiei. Tyumen: ZapSibNIGNI, 1977. - p. 95-106. (Tr. ZapSibNIGNI, nr. 125).

54. Weinberg M.K., Soloshchak M.M. Eficiența utilizării căutărilor directe pentru zăcămintele de petrol și gaze din Yakutia de Vest //Aspecte geologice și economice ale dezvoltării resurselor de petrol și gaze din Yakutia. Yakutsk: YaF SB AN URSS, 1988. - P. 17-25.

55. Vysotsky I.V. Zonarea verticală în formarea și distribuția acumulărilor de hidrocarburi. În cartea: Geneza petrolului și gazelor. - M.: Nedra, 1967. - P. 201-208.

56. Vyalkov V.N., Berzin A.G. și altele.Modalități de îmbunătățire a procesării și interpretării cercetării geofizice folosind un computer // Probleme ale metodelor de căutare pentru explorarea și dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze din Yakutia.- Yakutsk: YaF SO AN URSS, 1983.- P.34- 37.

57. Witte L.V., Odintsov M.M. Modele de formare a fundației cristaline//Geotectonica, 1973, Nr. 1.

58. Wikhert A.V. Mecanismul de formare a plierii și morfologia ei // Tectonica Siberiei, volumul X.I.-Novosibirsk: Știință, Ramura Siberiană, 1983. P.46-50.

59. Gavrilov V.P. Geotectonica generala si regionala. M.: Nedra, 1986, p.-184.

60. Garbar D.I. Două concepte ale originii rotaţionale a reţelei regmatice // Geotectonica.-1987.- Nr. 1.- P.107-108.

61. Gafarov R.A. Tectonica comparativă a subsolului și tipurile de câmpuri magnetice ale platformelor antice. M.: Știință. -1976.

62. Gaiduk V.V. Sistemul de rift al Paleozoicului Mijlociu Vilyui. -Yakutsk: Filiala YaF Siberiană a Academiei de Științe a URSS, 1988. 128 p.

63. Sistem de informare geografică PARK (manual de utilizare). Partea 5. Analiza și interpretarea datelor, - M.: Laneko, 1999. -81 p.

64. Sistem de informare geografică PARK (Versiunea 6.01) Manual de utilizare. -M.: Laneko, 2000. -98 p.

65. Corpuri geologice (carte de referinţă - M.: Nedra, 1986.

66. Geologia URSS. T. 18. Partea de vest a Republicii Autonome Sovietice Socialiste Iakut. 4.1: Descriere geologică. Carte 1 - M.: Nauka, 1970.-P 535

67. Geologia și mineralele din Yakutia. Yakutsk: BNTI YaF Filiala Siberiană a Academiei de Științe a URSS, 1978. p. 28-30.

68. Geologia petrolului și gazelor platformei siberiei / Ed. A.E. Kontorovich, B.C. Surkov, A.A. Trofimuk M.: Nedra, 1981, - 552 p.

69. Gzovsky M.V. Fundamentele tectonofizicii - M.: Nauka, 1975.

70. Structura profundă și tectonica fundației platformei Siberiei / E.E. Fotiadi, M.P. Grishin, V.I. Lotyshev, B.S. Surkov. În cartea: Tectonica Siberiei.- Novosibirsk: Nauka, 1980, - vol. VIII.- pp. 31-36.

71. Goldshmit V.I. Studii geofizice regionale și metode de analiză cantitativă a acestora - M.: Nedra, 1979.

72. Gornshtein D.K., Gudkov A.A., Kosolapov A.I. şi altele.Principalele etape ale dezvoltării geologice şi perspectivele petrolului şi gazelor din Republica Autonomă Sovietică Socialistă Yakut. M.: Editura Academiei de Științe a URSS, 1963. -240 p.

73. Gornshtein D.K., Mokshantsev K.B., Petrov A.F. Faliile părții de est a platformei siberiei // Tectonica falii a teritoriului Republicii Socialiste Sovietice Autonome Yakut. Yakutsk: Filiala YaF Siberiană a Academiei de Științe a URSS, 1976. - P. 10-63.

74. Grinberg G.A., Gusev G.S., Mokshantsev K.B. Tectonica formării scoarței terestre și a mineralelor din regiunea Verkhoyansk-Chukotka - în carte. Tectonica teritoriului URSS și distribuția mineralelor. M.: Nauka. - 1979.

75. Grishin M.P., Pyatnitsky V.K., Rempel G.G. Zonarea tectonică și relieful fundației platformei Siberiei conform datelor geologice și geofizice // Tectonica Siberiei. M.: Nauka, 1970 - T. 3, - P.47-54.

76. Gudkov A.A. Tectonica acoperirii sedimentare a sineclizei Vilyui și a zonelor adiacente ale jgheabului Pre-Verhoiansk. - În cartea: Tectonica, stratigrafia și litologia formațiunilor sedimentare din Yakutia. Yakutsk: Carte. editura, 1968.- p. 32-41.

77. Gusev G.S., Petrov A.F., Protopopov Yu.Kh. şi altele.Structura şi evoluţia scoarţei terestre din Yakutia. M.: Nauka, 1985. - 248 p.

78. Divizibilitatea scoarței terestre și paleostresul în regiunile active din punct de vedere seismic și de petrol și gaze ale Pământului / T.P. Belousov, S.F. Kurtasov, Sh.A. Mukhamediev.- M.: RAS, OINFZ im. Schmidt, 1997.

79. J. Wen. Clasificarea și clusterul Raizin (traducere din engleză).- M.: Mir, 1980. -385 p.

80. J. S. Davis. Analiza datelor statistice în geologie (traducere din engleză). -M.: Nedra. 1990. T.2-426s.

81. Dolitsky A.V. Formarea și restructurarea structurilor tectonice M.: Nedra, 1985.-216 p.

82. Dorman M.I., Dorman B.L. Structura bazinului mezozoic transversal Vilyui. În cartea: Rezultatele geologice ale cercetării geofizice în

83. Republica Autonomă Sovietică Socialistă Iakut. Irkutsk: Carte. editura, 1972. p. 28 - 40.

84. Dorman M.I., Dorman B.L., Matveev V.D., Sitnikov V.S. Date noi despre structura geologică și perspectivele pentru potențialul de petrol și gaze al sineclizei Vilyui. -În carte: Căutarea și explorarea câmpurilor de petrol și gaze din Republica Autonomă Sovietică Socialistă Yakut. -Yakutsk: 1976, - p. 88-102.

85. Zhdanov M.S., Shraybman V.I. Metoda de corelare pentru separarea anomaliilor geofizice, M.: Nedra, 1973.

86. Zabaluev V.V. si altele.Despre structura tectonica a sineclizei Vilyui. L.: Tr. VNIGRI, 1966.-Numărul. 249.

87. Zabaluev V.V. Geologia și potențialul petrolier și gazos al bazinelor sedimentare ale Siberiei de Est. L.: Nedra, 1980. - 200 p.

88. Istoria formării petrolului și gazelor și acumulării de petrol și gaze în estul platformei siberiei // Sokolov B.A., Safronov A.F., Trofimuk A.A. şi alţii.M.: Nauka, 1986.164 p.

89. Harta zonarii tectonice a fundatiei Platformei Siberiei / Editori M.P. Grishin, B.S. Surkov.-Novosibirsk: Nedra, 1979.

90. Catterfeld G.N. Fracturarea planetară şi liniamentele // Geomorfologie.-1984,- Nr. 3.- P.3-15.

91. Klemm D.H. Gradienți geotermici, fluxuri de căldură și potențial de petrol și gaze. - În cartea: Potențialul petrolului și gazelor și tectonica globală / Tradus, din engleză. editat de S.P. Maksimova. M.: Nedra, 1978. p. 176 - 208.

92. Klushin S.V. Studiul ciclicității sedimentării pe baza parametrilor dinamici ai OM // Probleme aplicate ale ciclicității sedimentării și potențialului petrolului și gazelor. / Ed. Academicianul A.A. Trofimuk. Novosibirsk: Nauka, 1987.

93. Knoring JI.D. Metode matematice în studierea mecanismului de formare a fracturării tectonice.- L.: Nedra, 1969.-88 p.

94. Kobranova V.N. Proprietățile fizice ale rocilor. M.: 1962. - P. 326-329.

95. Integrarea metodelor de explorare geofizică (director de geofizică) / Pod. ed. V.V. Brodovoy, A.A. Nikitina, - M.: Nedra, 1984. -384 p.

96. Kontorovich A.E. Prognoza istorică pentru evaluarea cantitativă a potențialului de petrol și gaze // Principalele probleme de geologie și geofizică a Siberiei. -Novosibirsk: 1977. P. 46-57. (Tr-SNII1 GiMS, numărul 250).

97. Kontorovich A.E., Melenevsky M.S., Trofimuk A.A. Principii de clasificare a bazinelor sedimentare (în legătură cu potențialul petrolier și gazos al acestora) // Geol. şi Geofizică., 1979. -Nr 2.-S. 3-12.

98. Paleotectonica și geneza petrolului / R.B. Seiful-Mulyukov. M.: Nedra, 1979. P. 3202

99. Tipuri de margini continentale și zone de tranziție de la continente la ocean // Izv. Academia de Științe a URSS. Ser. Geol.-1979.- N3.- P.5-18.110. Konyukhov AI

100. Kosygin Yu.A. Tectonica.- M.: Nedra, 1988. 434 p.

101. Kropotkin P.N. Despre originea plierii // Buletin. Moscova Societatea Testerilor Naturii. Dept. geol. 1950. T. XXV, numărul. 5. - p. 3-29.

102. Kunin N.Ya. Integrarea metodelor geofizice în cercetarea geologică. M.: Nedra, 1972. - P.270.

103. Levashev K.K. Sistemul de rift al Paleozoicului mijlociu al Platformei Siberiei de Est // Geologie sovietică. 1975. - Nr. 10. - P. 49 -58.

104. Logaciov A.A., Zaharov V.P. Prospectare magnetică. -L.: Nedra, 1979. -351 p.

105. Lyakhova M.E. Harta gravimetrică a Republicii Socialiste Sovietice Autonome Iakut la scară 1:500.000 (notă explicativă). -Yakutsk: Fondurile YATSU, 1974.

106. Sentirea magnetotelurică a mediilor neomogene orizontal / M.N. Berdichevsky, V.I. Dmitriev, I.A. Yakovlev și alții.. Izv. Academia de Științe a URSS. Ser. Fizica Pământului. - 1973.- Nr 1.-S. 80-91.

107. Marchenko V.V., Mezhelovsky N.V. Prognoza computerizată a zăcămintelor minerale. M.: NedraD 990.-374 p.

108. Masaitis V.P., Mihailov M.V., Selivanova T.L. Vulcanismul și tectonica aulacogenului paleozoic mediu Patom-Vilyui. Procesele VSEGEI. Nou Ser., 1975, numărul. 4.

109. Metode matematice de analiză a ciclicităţii în geologie. -M.: Nauka, 1984

110. Matveev V.D., Shabalin V.P. Condiții pentru formarea zăcămintelor de hidrocarburi în partea de est a sineclizei Vilyui - În cartea: Geologia și potențialul de petrol și gaz al platformei siberiei, - Novosibirsk: Nauka, 1981, - P. 106-112.

111. Matveev V.D., Mikulenko K.I., Sitnikov V.S. și altele.Idei noi despre structura teritoriilor purtătoare de petrol și gaze din Yakutia de Vest // Tectonica și potențialul petrolului și gazului din Yakutia. Yakutsk: YNTS SO AN URSS, 1989.- P.4-17.

112. Metode matematice de analiză a ciclicităţii în geologie. M.: Nauka, 1984

113. Megacomplexe și structura profundă a scoarței terestre din provinciile petroliere și gaziere ale platformei siberiei / M.P. Grishin, B.S. Staroseltsev, B.C. Surkov și colab., M.: Nedra, 1987.-203 p.

114. Melnikov N.V., Astashkin V.A., Kilina L.I., Shishkin B.B. Paleogeografia platformei siberiei în Cambrianul timpuriu. // Paleogeografia Fanerozoicului Siberiei. -Novosibirsk: SNIIGGiMS, 1989. P. 10-17.

115. Megacomplexe și structura profundă a scoarței terestre din provinciile petroliere și gaziere ale platformei siberiei / Ed. B.C. Surkov. M.: Nedra, 1987.-204 p.

117. Migursky A.V., Staroseltsev V.S. Tectonica disjunctivă și potențialul de petrol și gaze // Materiale ale conferinței regionale a geologilor din Siberia și Orientul Îndepărtat: rezumate. raport Tomsk: 2000. -T.1. p. 166-168.

118. Mikulenko K.I., Aksinenko N.I., Hmelevski V.B. Istoria formării structurilor depresiunilor regionale ale Platformei Siberiei // Tr. SNIIGGiMS.-Novosibirsk, 1980. Numărul. 284. - p. 105-115.

119. Mikulenko K.I. Tectonica comparativă a depresiunilor mezozoice din Siberia // Tectonica zăcămintelor de petrol și gaze ale platformei siberiei. Novosibirsk:1. SNIIGGiMS, 1983. p. 5-22.

120. Mikulenko K.I. Tectonica învelișului sedimentar al depresiunilor marginale ale platformei siberiei (în legătură cu potențialul petrolului și gazelor) // Tr. IGiG Filiala Siberiană a Academiei de Științe a URSS. Novosibirsk: Nauka, 1983. - Numărul. 532, - P.89-104.

121. Mikulenko K.I., Sitnikov V.S., Timirshin K.V., Bulgakova M.D. Evoluția structurii și condițiilor formării petrolului și gazelor în bazinele sedimentare ale Yakutiei. Yakutsk: YNTS SB RAS, 1995.-P.168.

122. Milanovsky E.E. Zonele de rift ale continentelor. M.: Nedra, 1976. - 227 p.

123. Milanovsky E.E. Zonele de rifting ale trecutului geologic și evoluția rifting-ului în istoria Pământului. // Rolul rifting-ului în istoria geologică a Pământului. -Novosibirsk: Nauka, 1977. P. 5-11.

124. Milanovsky E.E. Rifting în istoria Pământului (rifting pe platforme antice). M.: Nedra, 1983. - 280 p.

125. Moskvitin I.E., Sitnikov V.S., Protopopov Yu.Kh. Structura, dezvoltarea și potențialul de petrol și gaze al ridicării Suntar // Tectonica și conținutul de petrol și gaze din Yakutia. -Yakutsk: YaF Filiala Siberiană a Academiei de Științe a URSS, 1989. - P. 59-67.

126. Mokshantsev K.B., Gornshtein D.K., Gusev G.S. si altele.Tectonica Yakutiei. -Novosibirsk: Nauka, 1975. 196 p.

127. Mokshantsev K.B., Gornshtein D.K., Gusev G.S., Dengin E.V., Shtekh G.I. Structura tectonică a Republicii Socialiste Sovietice Autonome Iakut. M.: Nauka, 1964. 240 p.

128. Neiman V.B. Întrebări de metodologia analizei paleotectonice în condiţii de platformă - M.: Gosgeoltekhizdat, 1962.-P.85.

129. Nikitin A.A. Fundamentele teoretice ale procesării informațiilor geofizice. M., Nedra, 1986.

130. Nikolaevski A.A. Structura profundă a părții de est a platformei siberiei și încadrarea acesteia. - M.: Nauka, 1968. - 183 p.

131. Întrebări de bază ale geotectonicii. / Belousov V.V. M., Gosgeoltekhizdat, 1962. P.-609.

132. Fundamentele geologiei URSS / Smirnova M.N. - M.: Liceu, 1984.S. 108-109.

133. Parfenov JT.M. Marginile continentale și arcurile insulare ale mezozoidului din Nord-Estul URSS.- Novosibirsk: Nauka, 1984.-192 p.

134. Parfenov JI.M. Evoluția tectonică a scoarței terestre din Yakutia // Știință și Educație, Nr. 1, 1997. P.36-41.

135. Pasumansky I.M. Structura fundației părții de est a platformei siberiei bazată pe analiza materialelor geologice și geofizice. Insulta. pentru cererea de angajare uh. Artă. Ph.D. L.1970.

136. Peive A.V. Caracteristici generale, clasificarea și localizarea spațială a faliilor de adâncime. Principalele tipuri de defecte. Izv. Academia de Științe a URSS, Ser. Geol., 1056, Nr. 1, p. 90-106.

137. Peive A.V. Principiul mostenirii in tectonica // Izv. Academia de Științe a RSS Ucrainei. Ser. geol. -1956.-Nr.6.- P. 11-19.

138. Pospeev V.I. Rezultatele studiilor magnetotelurice regionale în partea de sud a platformei siberiei // Studii geofizice ale platformei siberiei - Irkutsk: 1977. pp. 58-66.

139. Prognoza zăcămintelor de petrol și gaze / A.E. Kontorovich, E. Fotiadi, V.I. Demin şi colab.-M.: Nedra, 1981.-350 p.

140. Provodnikov L.Ya. Despre structura tectonică a fundației scutului Aldan în lumina interpretării geologice a datelor de cercetare aeromagnetică la scară largă // Tectonics of Yakutia. M., Nauka, 1975.

141. Provodnikov L.Ya. Întemeierea regiunilor platformă din Siberia. Novosibirsk: Nauka, 1975.

142. Protopopov Yu.Kh. Complexe tectonice ale acoperirii platformei sineclizei Vilyui, - Yakutsk: YSC SB RAS, 1993. -45 p.

143. Protopopov Yu.Kh. Corelația structurilor acoperirii hemisyneclizei Vilyui (în legătură cu potențialul petrolului și gazelor) // Geologia și geochimia regiunilor purtătoare de petrol, gaze și cărbune din Yakutia, - Yakutsk: YaF SB SB AN URSS, 1987. P. 37-43.

144. Pușcharovski Yu.M. Jgheab marginal Verkhoyansk și mezozoizi din Asia de Nord-Est // Tectonica URSS, - M.: Editura Academiei de Științe a URSS, 1960 T. 5, - P. 236.

145. Pyatnitsky V.K., Rempel G.G. Relieful suprafeței subsolului cristalin al platformei siberiei // Dokl. Academia de Științe URSS 1967. - T. 172, - Nr. 5.

146. Piatnitsky V.K. Relieful fundației și structurii capacului platformei siberiei // Geologie și Geofizică.- 1975, - Nr. 9. P. 89-99.

147. Tectonica falii a teritoriului Republicii Autonome Sovietice Socialiste Iakut / Ed. K.B. Mokshantseva. -Yakutsk: YaF SB AN URSS, 1976. - 173 p.

148. Istoria timpurie a Pământului. M., Mir, 1980.

149. Rovnin L.I., Semenovich V.V., Trofimuk A.A. Harta zonei tectonice a Platformei Siberiei, scara 1: 2500000. Novosibirsk: SNIIGGiMS, 1976.

150. Rovnin J.I., Semenovich V.V., Trofimuk A.A. Harta structurală a platformei siberiei de-a lungul suprafeței subsolului cristalin, scara 1: 2500000. Novosibirsk, ed. SNIIGGIMS, 1976.

151. Rodionov D.A. Metode statistice de deosebire a obiectelor geologice pe baza unui set de caracteristici. M.: Nedra, 1998.- Nr. 2

152. Savinsky K.A. Structura profundă a platformei siberiei conform datelor geofizice. M.: Nedra, 1972.

153. Savinsky K.A. Fundația Platformei Siberiei // Tectonica sării a Platformei Siberiei. Novosibirsk: Nauka, 1973, p. 5-13.

154. Savinsky K.A., Savinskaya M.S., Yakovlev I.A. Studiul suprafeței îngropate a fundației platformei siberiene pe baza datelor complexe de cercetare geofizică. // Tr. Moscova Institutul Petrolului. și gaz. industrial, 1980

155. Savinsky K.A, Volkhonin V.S. și altele.Structura geologică a provinciilor petroliere și gaziere din estul Siberiei conform datelor geofizice. M.: Nedra, 1983. 184 p.

156. Savinsky K.A. et al., Structura geologică a provinciilor de petrol și gaze din Siberia de Est conform datelor geofizice. -M; Nedra, 1983.

157. Safronov A.F. Geologia și potențialul petrolului și gazelor din partea de nord a jgheabului Pre-Verhoiansk. Novosibirsk: Nauka, 1974. - 111 p.

158. Safronov A.F. Analiza istorică și genetică a proceselor de formare a petrolului și gazelor Yakutsk: YSC SB RAS, 1992, p. 137.

159. Safronov A.F. Geologia petrolului și gazelor. -Yakutsk: YSC SB RAS, 2000. -163 p.

160. Serezhenkov V.G., Berzin A.G. Îmbunătățirea metodelor de explorare seismică de câmp pentru petrol și gaze în Yakutia // Probleme ale metodelor de căutare pentru explorare și dezvoltare a câmpurilor de petrol și gaze în Yakutia, - Yakutsk: YaF SB SB AN URSS, 1983.-P.27.

161. Sitnikov V.S., Berzin A.G. Principalele etape ale formării și dezvoltării geofizicii structurale pentru petrol și gaze în Yakutia // Cercetări geofizice în Yakutia. -Yakutsk: YSU, 2001.-S. 121-129.

162. Slastenov Yu.L. Dezvoltarea geologică a sineclizei Vilyui și a jgheabului Pre-Verkhoyansk în Paleozoicul târziu și Mezozoic // Mineralogia, tectonica și stratigrafia regiunilor pliate din Yakutia. Yakutsk: YSU, 1984. -S. 107-116.

163. Slastenov Yu.L. Stratigrafia zăcămintelor mezozoice ale sineclizei Vilyui și jgheabului Pre-Verhoyansk în legătură cu potențialul lor de petrol și gaze. Disertație, doc. geol.-mineral, știință.- Sankt Petersburg: 1994, - 380 p.

164. Dicţionar de geologie a petrolului şi gazelor. JL: Nedra, 1988

165. Geodinamică modernă și potențial de petrol și gaze / V.A. Sidorov, M.V. Bagdasarova, S.V. Atanasyan și colab. - M.: Nauka, 1989, - 200 p.

166. Sokolov B.A. Evoluția și potențialul petrolier și gazos al bazinelor sedimentare - M.: Nauka, 1980. - 225 p.

167. Sokolov B.S. Criterii evolutiv-dinamice de evaluare a potenţialului petrol şi gaze al subsolului. M.: Nedra, 1985. - 168 p.

168. Sorokhtin O.G. Evoluția globală a Pământului. M., Nauka, 1974.

169. Harta structurală a platformei siberiei de-a lungul suprafeței subsolului cristalin (scara 1: 2500000) / Cap. redactori Rovnin L.I., Semenovich V.V., Trofimuk A.A. Novosibirsk: 1976.

170. Diagrama structurală a Yakutiei de Vest de-a lungul suprafeței subsolului cristalin / Cap. ed. V.V. Zabaluev. D.: VNIGRI, 1976.

171. Structura și evoluția scoarței terestre în Yakutia / Gusev G.S., Petrov A.F., Fradkin G.S. şi alţii.M.: Nauka, 1985. - 247 p.

172. Stupakova A. V. Dezvoltarea bazinelor platformei Mării Barents și potențialul petrolier și gazier al acestora. Auto. dizertaţie pentru titlul de doctor. g-min. Sci. M.: MSU, 2001.-309 p.

173. Tectonica părții de est a platformei siberiei. : Yakutsk, 1979. p. 86-98.

174. Schema tectonica a Yakutiei / M.V. Mihailov, V.B. Spektor, I.M. Frumkin. -Novosibirsk: Nauka, 1979.

175. Tectonica Yakutiei / K.B. Mokshantsev, D.K. Gornstein, G.S. Gusev și colab.-Novosibirsk: Nauka, 1975. 200 p.

176. Timirshin K.V. Fracturi ale versantului nordic al anteclizei Aldan // Tectonica și potențialul petrolului și gazelor din Yakutia. Yakutsk: YNTS SO AN URSS, 1989.- P. 108117.

177. Trofimuk A.A., Semenovich V.V. Harta structurală a suprafeței subsolului cristalin al Platformei Siberiei. Novosibirsk: SNIIGGiMS, 1973.

178. Tyapkin K.F., Nivelyuk T.T. Studiul structurilor de falii folosind metode geologice și geofizice. M: Nedra, 1982.- 239 p.

179. Tyapkin K.F. Fizica Pământului.- Kshv: Naukova Dumka, 1998, - 230 p.

180. Tyapkin K.F. Studiul tectonicii precambriene folosind metode geologice și geofizice. -M.: Nedra, 1972, -S. 259.

181. Fradkin G.S. Structura geologică și perspectivele pentru potențialul de petrol și gaze din partea de vest a sineclizei Vilyui. M.: Nauka, 1967. P. 124.

182. Fradkin G.S. Pe problema structurii tectonice a ridicării Suntar // Materiale on geol. și a urcat, Iskop. Republica Socialistă Sovietică Autonomă Iakut. Yakutsk: - Problemă. VI. -1961. - pp. 71-81.

183. Khain V.E., Sokolov B.A. Starea actuală și dezvoltarea ulterioară a doctrinei bazinelor de petrol și gaze. // Probleme moderne de geologie și geochimie a mineralelor. M.: Nauka, 1973.

184. Khain V.E. Deficiențe profunde: caracteristici principale, principii de clasificare și semnificație în dezvoltarea scoarței terestre // Izv. universități Geol. și inteligență - 1963 - Nr. 3.

185. Khain V.E. Geotectonica generala. M.: Nedra, 1973. - 511 p.

186. Hmelevski V.B. Condiții structurale pentru prezicerea capcanelor de tip non-anticlinal în hemisynclise Vilyui // Tectonica și potențialul petrolului și gazelor din Yakutia. Yakutsk: YNTS SO AN URSS, 1989. - P. 155-158.

187. Chebanenko I.I. Despre orientarea tensiunilor tectonice de rotație pe teritoriul Ucrainei în perioadele geologice timpurii // Dokl. Academia de Științe a RSS Ucrainei. Ser. B. -1972. -Nr 2. -S. 124-127.

188. Cheremisina E.N., Mitrakova O.V. Recomandări metodologice pentru rezolvarea problemelor de prognoză a resurselor minerale folosind GIS INTEGRO.-M.: VNIIgeosystem, 1999, -34p.

189. Shatsky N.S. Despre durata fazelor de pliere și pliere // Izv. Academia de Științe a URSS. Ser. geol. 1951.-Nr 1.-S. 15-58.

190. Shavlinskaya N.V. Date noi privind rețeaua globală de defecte pe platforme // Dokl. Academia de Științe a URSS. 1977.-T. 237, nr 5.-S. 1159-1162.

191. Limba B.R. Litogeneza vulcanogenă-sedimentară precambriană târzie pe platforma siberiană, - în cartea: Evoluția procesului sedimentar pe continente și oceane. Novosibirsk: 1981. P. 83-84.

192. Shpunt B.R., Abroskin D.V., Protopopov Yu.Kh. Etape de formare a crustei și rifting precambrian în nord-estul Platformei Siberiei // Tectonica Siberiei. T. XI. Novosibirsk: Nauka, 1982. - p. 117-123.

193. Shvets P.A. 1963 Foile 51-XI.ХП, 52-УП, У111.1 X.

194. Shtekh G.I. Pe subsolul precambrian al depresiunii Vilyui // Materiale pe geol. și a urcat, Iskop. Republica Socialistă Sovietică Autonomă Iakut, Vol. XI.- Iakutsk: 1963.- P. 18-27.

195. Shtekh G.I. Structura profundă și istoria dezvoltării tectonice a depresiunii Vilyui. M.: Nauka, 1965. - 124 p.

196. Shutkin A.E., Volkhonin V.S., Kozyrev V.S. Rezultatele geologice ale explorării seismice în sinecliza Vilyui // Geologia sovietică, 1978, nr. 2. P. 142-148.

197. Evoluția structurii și condițiilor formării petrolului și gazelor în bazinele sedimentare ale Yakutiei / Mikulenko K.I., Sitnikov V.S., Timirshin K.V., Bulgakova M.D. Yakutsk: YNTS SB RAS, 1995- 168 p.

198. Fairhead J.D., Stuart G.W. Seismicitatea sistemului rijt din Africa de Est comparație cu alte rupturi continentale // Rifturi continentale și oceanice.-Washington și Boulder, 1982.-P. 41-6

199. Kasser M., Ruegg J., Lepine J. Modern deformations of the Assal rift (Djiboutti) after the seismico-vulcanic criza din 1978 // S.g. Acad. Sci. Ser.2.1983.Vol.297, N2. P.131-133,135-136.

200. Moody J., Hill M. Wrench fault tectonics // Bull. Geol. Soc. Amer. 1956, voi. 67, nr 9. -P. 1207-1246

201. Morgan P. Heat flow in rift zones // Continental and Oceanic rifts.-Washington and Boulder, 1982.-P. 107-122

202. Sander R.A. Die Lineamenttectonic und Thre Probleme // Eclog. Geol. Helv. -1938.1. Vol. 31,- 199 p.

203. Wendt K., Moller W., Ritter W. Măsurători geodezice ale deformațiilor suprafeței terenului în timpul procesului modern de rifting în nord-estul Islandei // J. Geophs. 1985. Vol.55, N1 Р.24-351. Literatură de stoc

204. Berzin A.G., Murzov A.I. Recomandări metodologice pentru interpretarea integrată a materialelor geologice și geofizice pe calculator. -Yakutsk: 1990, fonduri YAGT.

205. Berzin A.G., Alekseev F.N. și alții Raport asupra lucrărilor contractuale pe tema 10/99 „Evaluarea previzională a teritoriilor potențial gazoase din regiunea de petrol și gaze Vilyui, pe baza metodelor și tehnologiilor avansate.” -Yakutsk: Rosgeolfonds, 2001.

206. Gashkevici V.V. Studiul complicațiilor structurale în zona maximului dG Vilyui. Raportul părților 7/62-63 și 8/62-63.- Yakutsk: 1964.

207. Dorman M.I., Dorman B.L. Raport privind rezultatele lotului de producție pilot (Lotul de producție pilot nr. 10/71-72) - Yakutsk: Rosgeolfonds, 1972.

208. Zhukova L.I., Oksman S.S. Raport privind rezultatele studiului gravimetric la scara 1:50000, Yakutsk: Rosgeolfonds, 1986.

209. Zabaluev V.V., Grubov L.A. și altele.Studiul structurii geologice și al potențialului de petrol și gaze al sineclizei Vilyui și al jgheabului Pre-Verhoiansk și determinarea direcțiilor principale pentru petrol și gaze. -Leningrad: VNIGRI, 1975.

210. Myasoedov N.K. Raport privind rezultatele lucrărilor CDP în zona Atyakh pentru 1988-1989. (Atyakh s/p nr. 18/88-89). -Yakutsk: Rosgeolfonds, 1989.

211. Parfenov M.A., Bubnov A.V. Prelucrarea complexă a materialelor geologice și geofizice și reevaluarea rezervelor de hidrocarburi ale zăcămintelor de bază ale câmpului de condensat de gaz Srednevilyuy. - Yakutsk: Rosgeolfonds, 1990.

212. Samynskaya M.S. Cartografierea tectonicii falilor și studierea structurii depozitelor mezozoice ale sineclizei Vilyui. Raport de partid 30/74-75.- Yakutsk: 1976.

213. Fafley A.F. Raport privind rezultatele lucrărilor seismice în zona Khapchagai pentru 1984-1985. C/lot 18/84-85. -Yakutsk: Rosgeolfonds, 1986.1. RUSĂ VY5LI0TEKAo iOfSY-o -02

Vă rugăm să rețineți că textele științifice prezentate mai sus sunt postate doar în scop informativ și au fost obținute prin recunoașterea textului disertației originale (OCR). Prin urmare, ele pot conține erori asociate cu algoritmii de recunoaștere imperfect. Nu există astfel de erori în fișierele PDF ale disertațiilor și rezumatelor pe care le livrăm.

CARACTERISTICI GENERALE

Vilyui syneclise- al doilea ca mărime de pe platforma siberiană. Este situat în estul platformei și în apropierea adâncului pre-Verhoiansk. În nord și sud este limitată de versanții masivului Anabar și scutul Baikal-Aldan, iar în vest și sud-vest se transformă treptat în jgheab Angara-Lena. Faliile și îndoirile în formă de îndoire sunt limitate la limitele sale cu structurile adiacente.

Sinecliza Vilyui a apărut în Mezozoic. Adâncimea sa în partea cea mai scufundată ajunge la 7 km. La baza sa este alcatuita din depozite paleozoice inferioare si siluriene cu o grosime totala de minim 3 km. Pe aceste straturi străvechi se întinde un strat gros de sedimente mezozoice, în principal continentale, a căror grosime în centrul sineclizei ajunge la 4 km.

Învelișul sedimentar al sineclizei este, în general, slab perturbat. În partea sa axială din sud-vest sunt cunoscute așa-numitele domuri de sare Kempendyai. În cursurile inferioare ale râului se stabilesc pliuri brahianticlinale blânde. Vilyuya.

STRATIGRAFIE

Rocile precambriene din sinecliza Vilyui nu au fost încă expuse nicăieri. Înțelegerea paleozoicului inferior, precum și a depozitelor siluriene ale sineclizei este foarte limitată. Compoziția lor în sinecliză este în prezent judecată doar de roci de aceeași vârstă care apar în structurile adiacente.

Depozitele devoniene sunt observate în zona cupolelor de sare Kempendyai. Acestea includ în mod convențional grosimea siltstones roșii, argile, gresii și marne cu stocuri de gips și sare gemă. Grosimea totală a acestei secvențe este de 600-650 m. În aceeași zonă, depozitele devoniene conțin o succesiune de brecii, calcare, marne și argile, acceptate și convențional ca depozite permian-triasic.

Depozitele jurasice ale sineclizei Vilyui reprezentate de toate cele trei departamente. Ele se află pe diverse roci paleozoice.

Jurasicul inferior începe cu straturile continentale - conglomerate, pietricele, nisipuri, gresii și straturi de cărbune brun. Deasupra se întinde o straturi marine nisipoase-argiloase.

Jurasicul mijlociu în nordul și estul sineclizei este reprezentat de sedimente marine - nisipuri și gresii cu o faună de amoniți și pelecypode, în sud și în părțile interioare - prin formațiuni continentale - gresii, siltstone și filamente de cărbune.

Jurasicul superior al sineclizei este compus în întregime din depozite continentale purtătoare de cărbune - nisipuri, gresii, argile și straturi de cărbune.

Grosimea straturilor individuale de depozite jurasice în diferite părți ale sineclizei variază. Grosimea lor totală variază de la 300 la 1600 m.

Sistemul cretacic este reprezentat de secțiuni inferioare și superioare. Secțiunea inferioară este conectată prin tranziții graduale cu Jurasicul superior. Se exprimă prin straturile purtătoare de cărbune - nisipuri, gresii, straturi de argilă și straturi de cărbune brun. Grosimea depozitelor acestei secțiuni în partea centrală a sineclizei ajunge la 1000 m.

Secțiunea superioară a cretei este, de asemenea, compusă din roci clastice cu resturi de plante și lentile subțiri de cărbune. Grosimea rocilor care o compun este si ea de pana la 1000 m.

Dintre rocile mai tinere ale sineclizei din zonele sale hidrografice se dezvoltă depozite pliocen-cuaternare - argile, lut, nisipuri, pietricele. Grosimea acestor depozite este de până la 15 m. De asemenea sunt frecvente depozitele aluvionare și alte depozite cuaternare.


Introducere
Este situat în partea de sud-est a societății mixte; grosimea totală a acoperirii în limitele sale ajunge la 8 km. Din nord se mărginește cu masivul Anabar, din sud - scutul Aldan, în sud-vest printr-o șa se articulează cu jgheabul Angara-Lena. Limita de est cu adâncimea Verkhoyansk este cea mai puțin distinctă. Sinecliza este formată din sedimente paleozoice, mezozoice și cenozoice. În partea sa centrală se află Ura aulacogen de nord-est, probabil alcătuit din roci rifeene. Spre deosebire de sinecliza Tunguska, sinecliza Vilyui s-a dezvoltat cel mai activ în Mezozoic (începând din Jurasic). Depozitele paleozoice sunt reprezentate aici în principal de formațiuni cambrian, ordovician, parțial devonian și carbonifer inferior. Aceste roci sunt erodate și acoperite de sedimente jurasice care conțin conglomerate bazale la bază. În cadrul sineclizei se disting un număr de depresiuni; (Lunkhinskaya, Ygyattinskaya, Kempedyaiskaya și ridicările sub formă de umflături care le separă (Suntarskoye, Khapchagayskoye, Namaninskoye). Ridicarea Suntarskoye și depresiunea Kempedyaiskaya au fost studiate cel mai pe deplin folosind metode geofizice și foraje.
Ridicarea în formă de umflătură Suntar reflectă o suprafață ridicată de fundație în stratul sedimentar. I Roci cristaline de subsol au fost expuse la o adâncime de 320-360 m; pe ele se află depozite din Jurasic inferior. Pantele ridicării sunt formate din roci paleozoice, care se înclină treptat spre arc. Amplitudinea ridicării pe baza depozitelor mezozoice este de 500 m. Depresiunea Kempedya (jgheab) este situată la sud-est de ridicarea Suntar. Este compus din formațiuni din Paleozoic Inferior, Devonian, Carbonifer Inferior și Mezozoic cu o grosime totală de până la 7 km. O caracteristică specială a depresiunii este prezența tectonicii sărate. Sarea gemă din epoca Cambriană formează aici domuri de sare cu unghiuri de înclinare de până la 60°, puternic rupte de defecte. În relief, cupolele de sare sunt exprimate ca mici dealuri de până la 120 m înălțime.
Structură profundă și câmpuri geofizice
Grosimea crustei în zonele cu fundație mică depășește 40 km, iar pe marginile Aldan-Stanov și Anabar ajunge la 45-48 km. În depresiunile mari, grosimea crustei este mai mică și de obicei nu ajunge la 40 km (Yenisei-Khatanga, partea de sud a Tunguska), iar în Vilyuiskaya - chiar și 35 km, dar în partea de nord a sineclizei Tunguska este 40-45 km. Grosimea stratului sedimentar variază de la 0 la 5 și chiar până la 10-12 km în unele depresiuni adânci și aulacogeni.
Debitul termic nu depaseste 30-40, iar pe alocuri chiar 20 mW/mp. În zonele marginale ale platformei, densitatea fluxului de căldură crește la 40-50 mW/mp. m., iar în partea de sud-vest a scutului Aldan-Stanovoy, unde pătrunde capătul estic al zonei de rift Baikal, chiar și până la 50-70 mW/mp. m.

Structura fundației și etapele formării acesteia

Scutul Aldan-Stanovoy este compus în principal din formațiuni metamorfice și intruzive arheene și, într-o măsură mai mică, proterozoicului inferior. În jumătatea de sud a scutului, fundația pre-rifeană este spartă de intruziuni paleozoice și mezozoice.
În structura subsolului, există 2 megablocuri principale - nordul Aldansky și sudul Stanovoy, separate de zona de falie adâncă Stanovoy de Nord. Cea mai completă secțiune a fost studiată în megablocul Aldan, unde se disting 5 complexe. Părțile sale centrale și de est alcătuiesc puternicul complex Aldan Archean, care a suferit metamorfismul stadiului granulit.
Seria Iengra Inferioară este compusă din straturi de cuarțite monominerale și gneisuri și șisturi cu conținut ridicat de alumină (silimanit și cordierit-biotit), precum și granat-biotit, gneisuri hiperstene și amfibolite. Grosimea vizibilă depășește 4-6 km.
Unii geologi identifică la baza ei formațiunea Shchorova, compusă din metamorfite de compoziție mafic-ultrabazică.
Seria Timpton, care acoperă seria Iengra cu semne de neconformitate, se caracterizează prin dezvoltarea pe scară largă a gneisurilor hiperstene și a șisturilor cristaline (charnockites), a gneisurilor granate bipiroxenice și a calcifirelor gramor (5-8 km). Seria de deasupra Dzheltulinsky este compusă din biotit granat, gneisuri diopside, ulite cu straturi intermediare de marmură și șisturi de grafit (3-5 km). Grosimea totală a complexului Aldan este estimată la 12-20 km.
În blocul Zverevsko-Sutamsky, adiacent zonei de sutură North Stanovoy, există un complex Kurultino-Gonam; șisturi cristaline granat-piroxene și piroxene-plagioclaze, formate în timpul metamorfismului profund al vulcanicilor bazici și ultrabazici cu straturi intermediare de cuarțite, gneisuri și corpuri de gabroide, piroxenite și peridotite. Unii cercetători sunt în paralel cu acest complex de compoziție esențial mafic-ultrabazică cu diferite părți ale Aldanului, alții sugerează că acesta stă la baza acestuia din urmă și, potrivit unor geologi, chiar mai jos, judecând după 1 xenoliți, ar trebui să existe o protocrust de plagioamfibolit-granit. -compozitia gneisului.
Timpul de acumulare a rocilor Aldania este aproape de 3,5 miliarde de ani, iar metamorfismul granulitelor sale este aproape de 3-3,5 miliarde de ani, iar în general formarea sa a avut loc în Archeanul timpuriu.
Complexul de jgheaburi mai tânăr ocupă numeroase jgheaburi înguste, în formă de graben, suprapuse formațiunilor Archeanului timpuriu din partea de vest a megablocului Aldan. Complexul este reprezentat de straturi vulcanico-sedimentare cu grosimea de 2-7 km, metamorfozate in conditii de facies de schist verde si amfibolit. Rocile vulcanice sunt exprimate prin lave metamorfozate de compoziție predominant bazică în partea inferioară și acidă în partea superioară a secțiunii, formațiunile sedimentare includ cuarțite, metaconglomerate, șisturi cu conținut de clorit-sericit și carbon negru, marmură, cuarțite feruginoase, cu care depozite de sunt asociate minereurile de fier magnetita.
Formarea complexului de jgheaburi a avut loc în Archeanul târziu (acum 2,5-2,8 miliarde de ani).
În partea de sud-vest a megablocului Aldan, pe stâncile complexului jgheab și straturilor arheene mai vechi, complexul Udokan (6-12 km) se întinde transgresiv, umplând un jgheab larg brahisinclinal Kodaro-Udokan de tip protoplatformă. Este compus din sedimente terigene slab metamorfozate - metaconglomerate, metagresii, cuarțite, metasiltsstones, șisturi aluminoase. Seria superioară, care se suprapune slab neconformabil, este asociată cu un orizont de 300 de metri de gresii cuproase, care servește drept strate productive ale celui mai mare zăcământ stratiform de cupru Udokan. Acumularea complexului Udokan a avut loc acum 2,5-2 miliarde de ani. Dezvoltarea jgheabului s-a încheiat în urmă cu 1,8-2 miliarde de ani înainte de formarea uriașului lopolit Kodar, compus în principal din granite porfiritice de potasiu, apropiate de rapakivi.
Un rol important în separarea megablocurilor Aldan și Stanovoy îl joacă mase mari de anortoziți și gabroizi și piroxeniți asociate din epoca arheană târziu și (sau) proterozoic timpuriu, care au fost intruse de-a lungul zonei de falie profundă Stanovoy de Nord.
Formațiunile Precambriene Inferioare ale marginii Anabar sunt exprimate prin roci din complexul Anabar, metamorfozate în condiții de facies granulit. Acest complex include 3 serii cu o capacitate totala de 15 km. Seria inferioară Daldyn este compusă din plagiogneisuri (enderbitoide) și granulite bi-piroxene și hiperstene, cu straturi intermediare de șisturi cu conținut ridicat de alumină și cuarțite la vârf; Formațiunea Anabar Superioară, care se află deasupra, este, de asemenea, compusă din plagiogneisuri de hiperstene și două piroxene, iar seria Khapchang superioară, împreună cu aceste ortorocuri, include pachete de roci terigene și carbonatice primare - biotit-granat, sillimanit, gneisuri corderite, calcifire. , marmura. În general, în ceea ce privește compoziția primară și gradul de metamorfism al rocilor, complexul Anabar poate fi comparat cu complexul Aldan sau Aldan și Kurultino-Gonam combinat. Cele mai vechi cifre de vârstă radiologică (până la 3,15-3,5 miliarde de ani) ne permit să atribuim formațiunilor complexului Anabar Archeanului timpuriu.
Structura fundației SP relevă o serie de diferențe semnificative față de cea a EEP. Acestea includ distribuția pe suprafață largă a formațiunilor arheene inferioare de facies granulit (în loc de centuri înguste de granulită în EEP), o vârstă puțin mai tânără și mai apropiată de structurile de tip rift ale „jgheaburilor” din SP în comparație cu centurile de piatră verde arheeană din EEP. EEP, dezvoltare nesemnificativă a zonelor sau zonelor proto-geosinclinale ale Proterozoicului timpuriu de pe teritoriul joint-venture-ului.
Complexe permian-mezozoice cu gaz și gaz-condens ale sineclizei Vilyui și jgheabului Verkhoyansk

Sistemele geologice purtătoare de petrol și gaze ale acestor structuri regionale sunt unite în provincia de petrol și gaze Leno-Vilyuiskaya (OGP), care include zonele purtătoare de petrol și gaze Leno-Vilyuiskaya, Verkhoyansk și Leno-Anabar (OGP). Spre deosebire de zăcămintele anteclisei Nepa-Botuobinskaya și jgheaburile Pre-Patom, care sunt localizate în zăcămintele Vendian și Cambrian inferior, în provincia petrolului și gazelor Leno-Vilyui, orizonturile productive sunt cunoscute în zăcămintele Paleozoic-Mezozoic superior, prin urmare, în literatura geologică ele sunt împărțite în două provincii: bazinul petrolier și gazier cambrian Leno-Tunguska Vendian și bazinul petrolului și gazelor Leno-Vilyui Permian-Mezozoic.
Orizonturile productive ale zăcământului de petrol și gaze Leno-Vilyui sunt asociate cu zăcămintele terigene ale complexelor productive Permian superior, Triasic inferior și Jurasic inferior.
Complexul productiv din Permianul superior, reprezentat de straturile de gresii, siltice, noroioase, noroioase carbonice și paturi de cărbune care alternează complex, este ecranat de straturile argiloase ale formațiunii Nedzhelinsky din Triasicul inferior. În cadrul complexului se află mai multe orizonturi productive descoperite în multe domenii. S-a dovedit că zăcămintele permiene ale megaswellului Khapchagai reprezintă o singură zonă saturată de gaze, caracterizată prin presiuni anormal de mari ale rezervorului care depășesc presiunile hidrostatice cu 8-10 MPa. Așa se explică fluxurile țâșnătoare de gaze obținute într-un număr de puțuri: puț. 6-1 milioane m 3 /zi, bine. 1-1,5 milioane m 3 /zi, bine. 4 - 2,5 milioane m 3 /zi. Rezervoarele principale sunt gresii de cuarț, care formează lentile mari în care se formează depozite omogene de gaze fără apele de fund.
Complexul productiv Triasic inferior, cu grosimea de până la 600 m, este reprezentat de o secvență de compoziție predominant nisipoasă. Toate rocile rezervor sunt concentrate în secțiunea formației Tagandzha, acoperită de un ecran de argilă de roci formației Monoma. În cadrul megaswell Khapchagai, complexul include orizonturi productive atât în ​​secțiunea Tagandzha, cât și în secțiunea de nămol-siltstone și formațiunile Monom.
Complexul productiv din Jurasicul Inferior, cu grosimea de până la 400 m, este compus din gresii, siltstones și noroioase. Este acoperită de straturile argilito-argiloase ale Formației Suntar. În complex au fost identificate nouă orizonturi productive. Este acoperit de straturile argiloase ale formațiunii Suntar.
Depozitele de nisip-siltstone din jurasicul mijlociu și superior sunt, de asemenea, ecranate în mod fiabil de către membrul argilos-nisipos al formațiunii Myrykchan din jurasicul superior. Din aceste zăcăminte s-au obținut fluxuri de gaz încurajatoare.
Nu există ecrane de încredere în partea de cretă a secțiunii. Ele sunt reprezentate de zăcăminte continentale purtătoare de cărbune.
Vilyui syneclise
În partea de est a sineclizei Vilyui este situată regiunea Leno-Vilyui cu petrol și gaze. Cel mai probabil conține zăcăminte de hidrocarburi cambriene și, prin natura sa, ar trebui să aparțină provinciei de petrol și gaze Leno-Tunguska. Nouă câmpuri au fost descoperite în cadrul NTO Leno-Vilyuiskaya.
Provincia de gaze și petrol Yenisei-Anabar este situată în nordul Teritoriului Krasnoyarsk și vestul Yakutiei. Suprafata 390 mii km2. Include regiunile promițătoare de petrol și gaze Yenisei-Khatanga și Leno-Anabar. Cele mai importante câmpuri de condensat de gaze sunt Severo-Soleninskoye, Pelyatkinskoye și Deryabinskoye. Căutările sistematice de petrol și gaze au început în 1960. Primul zăcământ de gaze a fost descoperit în 1968. Până în 1984, pe teritoriul megaswell-urilor Tanamsko-Malokheta, Rassokhinsky și Balakhninsky și a jgheabului central Taimyr au fost identificate 14 zăcăminte de gaze condensate și gaze. Provincia de gaze și petrol Yenisei-Anabar este situată în zona tundra. Principalele căi de comunicație sunt Drumul Mării Nordului și râurile Yenisei și Lena. Auto și căi ferate nici unul. Gazul este produs din câmpurile megaswell Tanamsko-Malokheta pentru a alimenta orașul Norilsk.
Din punct de vedere tectonic, provincia este conectată cu megadvurile Yenisei-Khatanga și Lena-Anabar. În nord și est este limitată de regiunile pliate Taimyr și Verkhoyansk-Chukotka, în sud de platforma siberiană, iar în vest se deschide în provincia de petrol și gaze din Siberia de Vest. Fundația este eterogenă, reprezentată de roci metamorfozate din precambrian, paleozoic inferior și mediu. Învelișul sedimentar paleozoic-mezo-cenozoic de pe teritoriul principal al provinciei atinge o grosime de 7-10 km, iar în unele, cele mai depresive zone, 12 km. Secţiunea este reprezentată de 3 mari complexe de sedimente: Paleozoicul mijlociu carbonat-terigen cu straturi evaporite; Paleozoicul superior terigen; Terigen mezozoic-cenozoic. Învelişul sedimentar conţine arcade, mega umflaturi şi umflături de mare amplitudine, separate prin jgheaburi. Toate zăcămintele de gaze de condensat și gazele identificate sunt limitate la depozitele terigene de vârstă cretacică și jurasică. Principalul potențial de petrol și gaze este asociat cu sedimentele paleozoicului superior și mezozoic din straturile vestice și paleozoice din regiunile de est ale provinciei. Orizonturile productive se află în intervalul de adâncime de 1-5 km sau mai mult. Zăcămintele de gaze sunt strate, strate-masivă bombate. Debitele de operare ale sondelor de gaze sunt mari. Gazele zăcămintelor cretacice și jurasice sunt metanul, uscat, cu conținut ridicat de grăsimi, cu conținut scăzut de azot și gaze acide.

Câmpul de condens de gaz Srednevilyuiskoye este situat la 60 km est de orașul Vilyuisk. Descoperit în 1965, dezvoltat din 1975. Se limitează la brachianticline care complică arcul Khapchagai. Dimensiunile structurii bazate pe depozite jurasice sunt de 34x22 km, amplitudinea este de 350 m. Rocile permiene, triasice si jurasice sunt gazoase. Lacurile de acumulare sunt gresii cu straturi intermediare de silstone; nu sunt consistente ca suprafata si in unele zone sunt inlocuite cu roci dese. Depozitul este multistrat. Principalele rezerve de gaze și condensat sunt concentrate în Triasicul inferior și sunt limitate la orizontul extrem de productiv situat în partea superioară a formațiunii Ust-Kelter. Adâncimea straturilor este de 1430-3180 m. Grosimea efectivă a straturilor este de 3,3-9,4 m, grosimea stratului productiv principal al Triasicului inferior este de până la 33,4 m. Porozitatea gresiilor este de 13-21,9%, permeabilitatea este de 16-1,2 microni. GWK la altitudini de la -1344 la -3051 m. Presiunea inițială a rezervorului 13,9-35,6 MPa, t 30,5-67°C. Conținutul de condens stabil este de 60 g/m. Compoziția gazului, %: CH90,6-95,3, N2 0,5-0,85, CO 0,3-1,3.
Depozitele sunt stratificate, masive, bombate și stratificate, limitate litologic. Gazul liber este metan, uscat, sărac în azot și gaze acide.
Conținutul de gaz și petrol industrial se limitează la depozitele sedimentare paleozoic-mezozoic superior, reprezentate de roci și cărbuni terigeni alternativi și care includ trei complexe de gaze și petrol: Permian superior-triasic inferior, Triasic inferior și Jurasic inferior.
Straturile mai vechi din zonele interioare ale provinciei au fost slab studiate din cauza apariției lor profunde.
GOC Permianul superior-Triasicul inferior (Nepa-Nedzhelinsky) este dezvoltat în cea mai mare parte a provinciei și este reprezentat de gresii intercalate, siltstones, noroi și cărbuni. Acoperirea zonală este reprezentată de pietre de noroi din Triasicul inferior (suita Nedzhelinskaya), care au o compoziție facies-instabilă și devin nisipoase pe suprafețe mari, pierzându-și proprietățile de ecranare. Complexul este productiv pe ridicarea Khapchagai (câmpurile Srednevilyuiskoye, Tolonskoye, Mastakhskoye, Sobolokh-Nedzhelinskoye) și pe monoclinul de nord-vest al sineclizei Vilyui (câmpul Srednetyungskoye); 23% din rezervele dovedite de gaze ale PNB Leno-Vilyui sunt asociate cu acesta. Adâncimea depozitelor de gaz-condens este de la 2800 la 3500 m, iar presiunile anormal de mari ale rezervorului sunt larg răspândite.
Triasicul inferior (Taganja-Monomy) GOC este reprezentat de gresii alternând cu siltstones, noroi și cărbuni. Rezervorul de nisip-siltstone este instabil din punct de vedere al parametrilor fizici și se deteriorează spre părțile laterale ale sineclizei Vilyui și ale jgheabului Pre-Verkhoyansk. Pietrele de vârf sunt argile din Formația Monoma (Triasicul inferior superior), care devin nisipoase în regiunile sudice ale secțiunii. 70% din rezervele dovedite de gaze ale provinciei sunt asociate cu complexul Triasic inferior, a cărui parte principală este concentrată în câmpul Srednevilyuyskoye, unde există trei zăcăminte independente de condens de gaz descoperite în gresii și siltstone la adâncimi de la 2300 la 2600 m. .
Complexul Jurasic inferior se caracterizează prin intercalare neuniformă de gresii, siltstone și cărbuni; Învelișul este din lut din Formația Suntar. Complexul este instabil din punct de vedere facial; se observă compactarea regională a rocilor în direcția estică. Complexul este asociat cu mici depozite de gaze pe arcul Khapchagai (câmpurile Mastakhskoye, Srednevilyuyskoye, Sobolokh-Nedzhelinskoye, Nizhnevilyuyskoye) și în zona faldurilor din față Kitchan-Burolakh (câmpurile Ust-Vilyuiskoye, Sobokhainskoye). Adâncimea zăcămintelor este de 1000 - 2300 m. Ponderea complexului în resursele totale și rezervele dovedite de gaze ale PNB Leno-Vilyui este de aproximativ 6%.
Potențialul de petrol și gaze al provinciei este asociat cu sedimentele din Paleozoic și Mezozoic inferior, în special în zonele de rezervor care se prinde din partea de nord-vest a sineclizei și partea de sud a megatrough-ului Lungkha-Kelinsky.
Depozitul se limitează la pliul brachyanticlinal Vilyui Mijlociu în ridicarea sub formă de dom Vilyui-Tolon Mijlociu, complicând versantul vestic al megaswellului Khapchagai. Dimensiunea brachianticlinei este de 34x22 km cu o amplitudine de 350 m. Lovitura sa este sublatitudinală.
Mai multe zăcăminte au fost descoperite la diferite niveluri de la Permian până la Jurasicul superior. Stratul cel mai adânc este situat în intervalul 2921 -3321 m. Aparține Permianului mijlociu. Formațiunea productivă este compusă din gresii cu grosimea efectivă de 13,8 m. Porozitatea deschisă a rocilor rezervor variază între 10-16%, permeabilitatea nu depășește 0,001 μm 2. Debite de gaz până la 135 mii m 3 /zi. Presiunea din rezervor, în valoare de 36,3 MPa, depășește presiunea hidrostatică cu aproape 7,0 MPa. Temperatura rezervorului este de +66 C. Depozitul aparține tipului de dom de strat cu elemente de ecranare litologică.
Zăcământul principal a fost descoperit în intervalul 2430-2590 m. Orizontul productiv este localizat în zăcăminte triasice. Grosimea sa este de la 64 la 87 m. Este compus din gresii cu straturi intermediare de siltstone si noroi (Fig. 1).

Orez. 1. Secțiune de orizonturi productive ale câmpului de condensat gazos Srednevilyui.
Grosimea efectivă ajunge la 13,8 m. Porozitatea deschisă este de 10-16%, permeabilitatea este de 0,001 µm 2. Debitele de gaz variază de la 21 la 135 mii m 3 /zi. Presiunea rezervorului este de 36,3 MPa, cu aproape 7,0 MPa mai mare decât presiunea hidrostatică. Temperatura rezervorului +66°С. Contact gaz-apă (GWC) - 3052 m. Tipul de depozit - stratificat, bombat cu ecranare litologică. La cota de 2438 m a fost urmărit un contact gazos (GVC). Deasupra zăcământului principal s-au descoperit încă șase în intervalele: 2373 - 2469 m (T 1 -II), debit de gaz 1,3 milioane m 3 /zi. Grosimea orizontului productiv (PH) este de până la 30 m; 2332 - 2369 m (T 1 -I a), debit gaz 100 mii m 3 / zi. Putere SG până la 9 m; 2301 - 2336 m (T 1 -I), debit gaz 100 mii m 3 /zi. Putere SG până la 10 m; 1434 -1473 m (J 1 -I), debit gaz 198 mii m 3 /zi. Putere SG până la 7 m; 1047 - 1073 m (J 1 -II), debit gaz 97 mii m 3 /zi. Putere SG până la 10 m; 1014 - 1051 m (J 1 -I), debit gaz 42 mii m 3 /zi. Putere SG până la 23 m.
Toate depozitele sunt de tip strat, bombate cu ecranare litologică. Lacurile de acumulare sunt reprezentate de gresii cu straturi intermediare de siltstone. Câmpul este în exploatare comercială din 1985.
Câmpul de condensat de gaz Tolon-Mastakh este limitat la două brahianticlinale, Tolon și Mistakh, și șaua situată între ele. Ambele structuri sunt limitate la partea centrală a megaswell Khapchagai. Structurile au o lovitură sublatitudinală în continuarea estică a umflăturii Vilyui-Mastakh de mijloc. Ele sunt complicate de structuri de ordin superior. Unele dintre ele conțin zăcăminte de hidrocarburi. Dimensiunile structurii Tolon sunt de 14x7 km cu o amplitudine mică de 270-300 m. Au fost descoperite și explorate 9 depozite în sedimente din Cretacic până în Permian la o adâncime de 4,2 km.
Depozitul din orizontul P 2 -II a fost explorat pe flancul estic al brachianticlinei Tolon în gresii permiene, acoperite de roci argiloase ale suitei Nedzhelin din Triasic inferior la o adâncime de 3140-3240 m. Grosimea efectivă a orizontului este de 14 m, porozitatea deschisă este de 13%. Permeabilitatea la gaz 0,039 microni 2. Intrări de gaze industriale de până la 64 mii m 3 /zi. Presiunea rezervorului este de 40,5 MPa, temperatura rezervorului este de +70 C. Depozitul este clasificat ca P 2 -II în mod condiționat și poate corespunde orizontului P 2 -I al structurii Mastakh.
Rezervorul formațiunii P 2 -I a brachianticlinei Mastakh este limitat la gresiile din partea superioară a secțiunii Permian și este, de asemenea, acoperit de un ecran de lut al Formațiunii Triasice Nedzhelin. Adâncime 3150-3450 m. Înălțimi minime ale părții de gaz 3333 m. Porozitatea deschisă a rezervoarelor este de până la 15%, permeabilitatea gazului în medie este de 0,0092 microni 2.
Ambele depozite sunt de tip strat, bombate, ecranate litologic.
Depozitul orizontului T 1 -IV este localizat în gresiile formațiunii Nedzhelin din Triasicul inferior și este cel mai răspândit în zăcământul Tolon-Mastakh. Adâncime 3115 - 3450 m. Grosimea efectivă a rezervorului 5,6 m, porozitate deschisă 11,1-18,9%, permeabilitate maximă la gaz 0,0051 µm 2. Presiunea rezervorului este de 40,3 MPa, temperatura rezervorului este de +72°C. Afluxuri industriale de la 40 la 203 mii m 3 /zi. Tipul depozitului: strate, bombat, ecranat litologic.
Stratul T 1 -I al perilinei vestice a brachianticlinei Mastakh este compus din gresii din partea superioară a secțiunii formațiunii Nedzhelin și include un depozit structural-litologic la o adâncime de 3270 - 3376 m. Producția de gaz este de 162 mii m. 3 zile. Presiunea rezervorului este de 40,3 MPa, temperatura rezervorului este de +3,52°C.
Rezervorul formațiunii T 1 -IV B a fost identificat în perclinul estic al brachianticlinei Mastakh la o adâncime de 3120 - 3210 m. Porozitatea deschisă a rezervoarelor zăcămintelor Ti-IVA și Ti-IVB este în medie de 18,1%. Permeabilitatea la gaz 0,0847 microni 2. Tipul de depozit este structural și litologic. Debitul de gaz ajunge la 321 mii m 3 /zi.
Depozitul formațiunii T 1 -X este limitat la cupolele locale care complică structura Mastakh. Se află în gresii și siltstones din formațiunea Gandzha, acoperite în cupola vestică de unități de argile și siltstones în partea de mijloc a aceleiași formațiuni. Adâncimea de apariție 2880-2920 m. Tipul de depozit: cupol, plutitor. GWK la o adâncime de 2797 m. Presiunea rezervorului 29,4 MPa, temperatură +61,5°C. În domul estic s-a obţinut un aflux de 669-704 mii m 3 /zi din orizontul T 1 -X. Partea de gaz condens este susținută de ulei.
Depozitul orizontului T 1 -III este localizat în gresii și siltstones, acoperit de siltituri și argile ale Formației de Monoma Triasic. Depozitul gravitează spre arcul brahianticlinei Tolon. Adâncime 2650-2700 m. Înălțime 43 m. Grosime efectivă 25,4 m. Porozitate deschisă a rezervorului, 17,8%, conductivitate medie a gazului în miez 0,0788 microni. Debite de funcționare cele mai mari 158-507 m 3 /zi, randament condens/ 62. m 3 .
Depozitele de rezervor T 1 -II A și T 1 II B sunt separate între ele printr-un pachet de gresii argiloase și siltstones. În afara depozitelor se contopesc într-un singur strat T 1 -II. Tipul depozitului T 1 -II A structural-litologic. Adâncimea de apariție este de 2580-2650 m. Înălțimea depozitului este de 61 m. Grosimea activă a gresiilor și siltstones este de 8,9 m. Porozitatea deschisă este de 17%, saturația gazelor este de 54%.
Se presupune că există încă depozite nedescoperite în depozitele triasice din zona câmpului.
Rezervorul orizontului J 1 -I-II se limitează la partea de est a brachianticlinei Mastakh, acoperit de sigiliul Suntar și susținut de jos de apă. Tipul de depozit este bombat, plutitor. Adâncime 1750-1820 m. Debite de exploatare 162-906 mii m 3 /zi, randament condens 2,2 g/m 3. A fost identificată o mică jantă de ulei.
Câmpul de condens de gaz Sobolookh-Nedzhelinsky este situat în structurile brachyanticlinale Sobolookh și Nedzhelinsky și terasa structurală Lyuksyugun situată între ele. Toate sunt localizate în partea de vest a puțului Sobollokh-Badaran. Dimensiunea brachianticlinei Nedzhelinskaya de-a lungul stratoizohipsei este de 3100 m 37x21 km cu o amplitudine de aproximativ 300 m. La vest de aceasta, hipsometric mai mică, se află structura Sobolookhskaya care măsoară 10x5 km cu o amplitudine de 60-85 m gaz și. în câmpurile din sedimentele Permian, Triasic și Jurasic au fost descoperite depozite de condensat de gaz (Fig. .2).

Situat la 125 km de orașul Vilyuysk. Este controlat de structurile Sobolokhskaya și Nedzhelinskaya, care complică partea centrală a puțului Khapchagai. Depozitul a fost descoperit în 1964. (structura Nedzhelin). În 1975 A fost stabilită unitatea zăcămintelor Nedzhelinsky și Sobolokhsky (1972) descoperite anterior. Cea mai mare ca dimensiune (34x12 km) și amplitudine mare (peste 500 m) este structura Nejeli. Structurile Sobolokhskaya și Lyuksyugunskaya au amplitudini de cel mult 50 și dimensiuni semnificativ mai mici.
Depozitul Sobolokh-Nedzhelinsky se caracterizează prin prezența unor depozite vaste limitate la straturi subțiri de gresie variabile litologic, care apar în partea superioară a depozitelor Permianului superior și la baza Triasicului inferior (suita Nedzhelinsky). Aceste zăcăminte, aparținând complexului productiv Permo-Triasic, sunt controlate de general

Structura umflăturii Khapchagai și factor litologic. Înălțimea depozitelor individuale depășește 800 m (stratul ^-IV^). Grosimea efectivă a straturilor numai în anumite zone ale câmpului depășește 5-10 m. Presiunile de rezervor în depozitele complexului permian-triasic sunt de 8-10 MPa. superioare celor hidrostatice normale.
Porozitatea gresiilor variază între 13-16%. În unele zone, sunt instalate rezervoare mixte de tip poros-fracturat, a căror porozitate variază în intervalul 6-13%. Debitele de operare ale sondelor variază foarte mult - de la 2 la 1002 mii m/zi.
În complexul productiv Permian-Triasic de la câmpul Sobolokh-Nedzhelinsky au fost identificate opt depozite, limitate la orizonturile formațiunii PrSh, P 2 -P, P-I Permian superior și ^-IV 6 Neozhelinsky. Depozitele aparțin straturilor tip dom sau straturilor limitate litologic și apar la adâncimi de la 2900 la 3800 m.
Mai sus, în secțiunea Triasicului inferior (orizonturile T-IV^ T-X) și Jurasicul inferior (orizonturile J 1 -II, J 1 -1), au fost identificate depozite de suprafață mică, care sunt controlate de structuri de ordinul trei ( Sobolokhskaya, Nedzhelinskaya) și mici le complica capcanele. Aceste depozite, de regulă, aparțin tipului masiv (plutitor) bombat. Rezervorul din orizontul T 1 -IV 6 este stratificat, ecranat litologic.
Compoziția gazelor și a condensului este tipică pentru toate depozitele umflăturii Khapchagai. În gazele depozitelor Permian și Triasic inferior, conținutul de metan ajunge la 91-93%, azot 0,8-1,17%, dioxid de carbon 0,3-0,7%. Debitul de condens stabil este de 72-84 cm/m. Compoziția gazelor din zăcămintele din Jurasic inferior este dominată de metan (94,5-96,8%). Randamentul de condens stabil este semnificativ mai mic decât în ​​gazele depozitelor Permian și Triasic inferior - până la 15 cm 3 /m 3. Depozitele sunt insotite de jante de ulei de importanta necomerciala.

Fig..2. Secțiune de orizonturi productive ale câmpului de condensat de gaz Sobolookhskoye
.
Orizontul P 1 -II include două depozite în structurile Sobolookhskaya și Nedzhelinskaya, compuse din gresii și siltstone cu grosimea de până la 50 m și acoperite cu siltstones și noroioase carbonice (Fig. 8.2.). Primul dintre ele se află la o adâncime de 3470-3600 m, al doilea - 2970-3000 m. Tipul de depozite este bombat, ecranat litologic. Porozitatea deschisă a rezervoarelor este de 10,4 -18,8%, permeabilitatea la gaz este de 0,011 microni 2. Debite de lucru (pentru 4 sonde) de la 56 la 395 mii m 3 /zi. Presiunea rezervorului din rezervorul Sobolookhskaya este de 48,1 MPa, temperatură +82 °C, în rezervorul Nedzhelinskaya, respectiv, 43,4 MPa, T =: (+64 0 C).
Rezervorul productiv principal al stratului P 2 -1 se limitează la un pachet de gresii și siltide în partea superioară a secțiunii permian la o adâncime de 2900-3750 m. Înălțimea rezervorului este de aproximativ 800 m. Grosimea maximă. de rezervoare saturate cu gaz este de 9,2 m. Tipul de rezervoare: poroase, fracturate-poroase. Porozitate deschisă 14,6%, permeabilitate la gaz 0,037 um2. Presiunea rezervorului este de 41,4 MPa, temperatura rezervorului este de +76°C. Tipul depozitului: strate, bombat, ecranat litologic. Debite de gaz de la 47 mii m 3 /zi. până la 1 milion m 3 /zi. Randamentul condensului 65,6 g/m3.
Rezervorul formațiunii T 1 -IV B este localizat în partea de mijloc a secțiunii suitei Nedzhelinskaya în gresie și siltstones. Depozitul este ecranat litologic de-a lungul întregului său contur și aparține straturilor, tip cupolă, limitat litologic. Adâncime 2900-3750 m. Grosimea rezervorului 5 m, porozitate deschisă 15,3%, permeabilitate la gaz 0,298 µm2. Randamentul condensului de până la 55,2 g/m3. Debitele de gaze sunt de 50 - 545 mii m 3 /zi. Presiune rezervor 40,7 MPa, temperatura +77°C.
Depozitele straturilor P 2 -I si T 1 -IV B constituie un singur sistem termodinamic si un singur orizont productiv Permian-Triasic.
Depozitele formațiunii T 1 -IV sunt situate în aripa de nord a brachianticlinei Nedzhelin. Depozitul vestic este limitat la terasa structurală Lyuksyugun, cea de est – la structura Nedzhelinskaya la o adâncime de 2900-3270 m. Grosimea rezervorului saturat de gaz este de 4,6-6,8 m. Coeficientul de porozitate deschisă a rezervorului este de 18,9%, permeabilitatea la gaz este de 0,100 μm 2. Debitele de gaze sunt de 126-249 mii m 3 /zi. Presiune rezervor 33,9-35,5 MPa, temperatura rezervor +69-+76°C.
Orizontul T 1 -X, situat la o adâncime de 2594-2632 m. Cuprinde două depozite situate unul deasupra celuilalt și izolate printr-un strat siltstone-argilos. Debitul de gaz din rezervorul inferior este de 35-37 mii m3
etc.................