Вілюйська синекліза. Курсова робота вілюйська синекліза Геологія вілюйської синеклізи

Нові дані про геологічну будову Вілюйської синеклізи

( За матеріалами геофізичних досліджень.)

М.І. ДОРМАН, А. А. МИКОЛАЇВСЬКИЙ

В даний час найбільші перспективи на сході Сибіру щодо пошуків нафти та газу пов'язуються з Вілюйською синеклізою та Приверхоянським передовим прогином - великими структурами східної околиці Сибірської платформи. Відомі нафтогазопрояви в цих районах приурочені в основному до пород нижньоюрського віку, що залягають тут на досить значних глибинах (3000 м і більше).

Завдання геологів і геофізиків насамперед полягає у виділенні та розвідці площ з відносно неглибоким заляганням нижньоюрських порід.

Геологічна будоваВілюйської синеклізи та Приверхоянья вивчено поки що дуже слабо. На підставі регіональних геологічних та геофізичних досліджень у Останніми рокамибуло складено кілька тектонічних схем, що значно розширили уявлення про будову Сибірської платформи загалом і особливо її східних районів. Подальший розвиток геологорозвідувальних, особливо геофізичних, робіт дав нові матеріали, що дозволяють уточнити тектоніку територій, що розглядаються.

У статті наведено дві схеми рельєфу геофізично достатньо обґрунтованих маркуючих поверхонь - юрських відкладів () та кембрійських відкладень (). Природно, що схеми, що розглядаються, що представляють перші спроби подібного роду для настільки значної території, повинні розцінюватися як суто попередні.

Не претендуючи на щось остаточно встановлене, особливо в деталях, ми все ж таки вважаємо не цікавим розглянути обидві схеми докладніше.

Сейсморозвідувальні спостереження методом відбитих хвиль проведені партіями Якутської геофізичної експедиції у басейні нижньої течіїнар. Вілюй і річок Лунхі, Сіітте та Берге (Тюгені), а також у міжріччі правих приток Олени - Кобичі (Дянишки) та Леєписці. На цих територіях реєструється велика кількістьвідображень по розрізу (до 15-18 горизонтів), що дозволяє вивчати його в інтервалі глибин від 400-800 до 3000-4500 м. На більшій частині досліджених площ безперервно простежуються опорні горизонти, що відбивають, відсутні. Тому всі побудови виконані за умовними сейсмічними горизонтами, якими можна вивчати залягання порід мезозойського комплексу, виробляючи орієнтовну стратиграфічну прив'язку цих горизонтів по розрізах глибоких свердловин.

Хоча найбільший практичний інтерес представляє вивчення структурних форм у нижньоюрській товщі, з якою пов'язане промислове скупчення природного газу на Усть-Вілюйській (Таас-Тумусській) площі, проте у зв'язку з великою глибиною залягання цих відкладень найбільш надійним виявилося побудова схеми поверхні верхньоюрських порід (підошви крейди) ), що залягають згідно з нижньоюрськими (див. рис. 1).

За результатами геофізичних робіт намічається низка структурних відкладень, у тому числі найцікавішазона піднесеного залягання юрських порід, що намічається проти кітчанського виступу мезозойської основи Приверхоянського прогину і названа нами Вілюйським валоподібним підняттям. Вісь підняття простягається у південно-західному напрямку від району гирла річки. Вілюй до оз. Неджелі і, можливо, далі на захід. Протяжність Вілюйського валоподібного підняття приблизно становить 150-180 км, ширина його перевищує 30-35 км, а амплітуда досягає 800-1000 м. Підняття це має асиметричну будову, причому його південно-східне крило крутіше (до 8°), ніж північно- де кути падіння пластів у мезозойській товщі рідко перевищують 2-4°. Така ж особливість помічена в будові Таас-Тумусської антикліналі, велика вісь якої круто занурюється на південний схід і порожнистий - на північний захід. Можливо, що вісь Вілюйського підняття відчуває загальний підйом у південно-західному напрямку та її ундуляціями утворена серія локальних структур південно-східного простягання: Нижньо-Вілюйська, Бадаранська та Неджелінська, причому Нижньо-Вілюйська структура розташовується в безпосередній близькості до Усть-Віля Тумусскому) родовищу газу.

Характер взаємного розташування наміченого Вілюйського валоподібного підняття і виступу Кітчанського дозволяє припускати генетичний зв'язок цих структур. Можливо, що тут маємо поперечні структури, які, як і було встановлено Н.С. Шатським, пов'язані з входючим кутом складчастої області в зоні зчленування Приверхоянського прогину з Вілюйською синеклізою.

На північний захід від Вілюйського валоподібного підняття розташовується верхньокрейдова Лінденська западина, виділена вперше В.А. Вахрамєєвим та Ю.М. Пущарівським. Центральна найбільш занурена частина западини приурочена до гирла нар. Кобича (Дянички). Тут за даними сейсморозвідки потужність крейдових відкладень перевищує 2300 м-коду, а потужність всього мезозойського комплексу оцінюється приблизно в 4-4,5 км.

На південний схід від Вілюйського валоподібного підняття розташовується ще глибша депресія - Лунхінська западина, яка в порівнянні з Лінденською западиною характеризується складнішою будовою. Вісь западини простягається в західно-північно-західному напрямку від сел. Батамай до сел. Сангар і далі на захід. На південно-західному борту западини сейсморозвідкою виявлено дві антиклінальні складки - Бергеїнську та Олойську, а на північно-східному борту геологічною зйомкою та бурінням закартовано Сангарську та Ексеняхську антикліналі. Лунхінська западина в меридіональному розрізі має асиметричну будову - її північно-східний борт значно крутіший за південно-західний. Західна периклиналь аналізованої западини ускладнена невеликим підняттям, що дозволяє виділити синклінальну складку великих розмірів, названу Баппагайською. Південний борт Лунхінської западини поступово переходить у північний схил Алданського щита. Будова цієї перехідної області вивчена дуже слабко. Поки що в її межах сейсморозвідкою встановлені окремі ускладнення типу структурних виступів, розташовані в міжріччі Сіітте та Тюгені. Лунхінська западина в цілому є західним периклінальним закінченням Келінської западини Приверхоянського передового прогину (див. рис. 1).

Закінчуючи розгляд схеми рельєфу поверхні юрських відкладень, відзначимо, що до областей порівняно неглибокого залягання нижньоюрських порід слід віднести прибортові частини Вілюйської синеклізи, осьову частину Віллюйського валоподібного підняття, що намічається, і Китчанський виступ мезозойської основи Приверхоя.

Аналіз геофізичних даних дозволив отримати уявлення і про характер залягання ерозійно-тектонічної поверхні карбонатних відкладень кембрію, а у зв'язку з цим оцінити й потужності піщано-глинистого комплексу, що лежать вище. Схема, представлена на , складена за даними електророзвідки, сейсморозвідки КМПВ, гравірозвідки, а також глибоких свердловин, пробурених у районі сел. Жиганськ та сел. Джебаріки-Хая. На території, що розглядається, опорний електричний горизонт і основна заломлююча поверхня з граничною швидкістю 5500-6000 м/сек відповідають покрівлі карбонатних відкладень кембрію, а в тих випадках, коли в розрізі відсутні кембрійські відкладення, як, наприклад, в районі Якутська, що встановлено бурінням. таким горизонтом є поверхня докембрійського фундаменту.

Подібні геофізичні дані про поведінку опорних горизонтів використані при побудові схеми рельєфу поверхні кембрію за напрямками Покровськ - Якутськ - гирло Алдана, Чурапча - Усть-Татта, Чурапча - Якутськ - Орто - Сурт, Вілюйськ - Хампа, а також за двома паралельними профілями простягання, що знаходиться на північ від Сунтар. На більшій частині території, що висвітлюється схемою (див. ), глибини залягання покрівлі кембрію отримані за даними розрахунку гравітаційних аномалій. Підставою для цього є те, що в цих районах головний гравітаційно-активний розділ присвячений саме покрівлі кембрію. Щільність порід кембрію прийнята постійною для всієї території і дорівнює 2,7 г/см 3 , а середня щільність всього територіального комплексу порід, що лежить вище, з урахуванням літологічних особливостей розрізу коливається від 2,3 до 2,45 г/см 3 .

Для зручності опису схеми рельєфу поверхні кембрійських відкладень на ній можна виділити дві зони - південно-західну та північно-східну. Умовний кордон між цими зонами проходить у північно-північно-західному напрямку через пункти Марху та Верхньо-Вілюйськ.

У південно-західній зоні на поверхні карбонатних відкладень кембрія намічаються три великі структури, виділені за даними гравіметрії та електророзвідки. До цих структур відносяться так зване Сунтарське підняття північно-східного простягання і дві западини - Кемпендяйська та Мархінська, розташовані від нього на південний схід та північний захід (Всі ці три структури, безсумнівно, виражені і в глибших шарах. земної кори, як це випливає з результатів гравіметричної та аеромагнітної зйомок.). Амплітуда Сунтарського підняття щодо прилеглих западин досягає 2000 м. Підняття має складну, можливо, блокову будову. У його межах на значних ділянках, ймовірно, кембрійські породи відсутні ( Буріння сунтарської опорної свердловини підтвердило уявлення про будову південно-західної частини вілюйської синеклізи.). У Кемпендяйській западині виділяється серія локальних структур, в ядрах яких оголюються породи верхнього кембрію.

У північно-східній зоні намічається загальний підйом поверхні кембрію у південному та західному напрямках. Область найбільших глибин залягання порід кембрію понад 6000 м простягається вздовж Верхоянського хребта, утворюючи затолоподібні вигини в районі гирла р. Лінді та в середній течії нар. Лунхі. Тут, як і на схемі рельєфу покрівлі юри, виділяються дві великі западини - Лінденська та Лунхінська. Обидві западини, як і структури, що спостерігаються у південно-західній частині площі, мають північно-східне простягання. Вони розділені слабо вираженою областю піднесеного залягання кембрійської породи, розташованої між гирлом р. Вілюй та м. Вілюйськ. Південний борт Лунхінської западини ускладнений структурним виступом, розташованим на північ від сел. Бердигесті.

Таким чином, в межах території, що розглядається, за характером залягання покрівлі кембрію можуть бути виділені дві частини, до кожної з яких приурочені по дві западини північно-східного простягання і підняття, що розділяють ці западини. Північно-східне простягання структурних елементів сучасного рельєфу поверхні кембрію в обох розглянутих зонах, можливо, свідчить про те, що у Вілюйській синеклізі існує ряд великих поперечних структур, тісно пов'язаних у її південно-західній частині з Патомською складчастою зоною, а в східній - з Верхоянською складчастою зоною.

І, нарешті, зіставлення схеми рельєфу поверхні кембрію з становищем великих мезозойських структур призводить до висновку, що в Приверхоянському передовому прогині та в області зчленування його з Вілюйською синеклізою ці структури мають тривалу історію розвитку і значною мірою є успадкованими від давньокембрійського тек.

Розглянуті схеми дають можливість скласти уявлення про потужність і структуру піщано-глинистого комплексу, що дає підставу намітити певні перспективи нафтогазоносності розглянутої території та виділити в її межах райони для розгортання пошуково-розвідувальних робіт.

До першочергових об'єктів робіт на газ і нафту, мабуть, необхідно віднести насамперед райони, що примикають до гирла нар. Вілюй зі сходу, півночі та південного заходу (Вілюйське валоподібне підняття). У цьому районі відкрито велике газове родовище, а також підготовлено низку локальних піднять для глибокого буріння. Іншими такими об'єктами повинні з'явитися площі, що охоплюють деякі частини бортів Лунхінської (південний), Ліндинської (північно-східний) та Кемпендяйської (північно-східний) западин, де глибина залягання нижньоюрських порід (Усть-Вілюйський газоносний горизонт) порівняно невелика і, як правило, не перевищує 3000 м, причому сейсморозвідкою поки встановлено лише одне структурне ускладнення в межах південного борту Лунхінської западини. Інші площі сейсморозвідкою поки що не вивчені.

Очевидний інтерес для розвідки, мабуть, надалі виявлять також нижньоюрські структури, хоч і залягають на глибинах понад 4000 м, але за сприятливих геологічних умов у них можна зустріти великі поклади газу, а можливо, і нафти.

Серйозним завданням також є з'ясування перспектив нафтогазоносності крейдових відкладень, які мають широке поширення у Вілюйській синеклізі та Приверхоянському прогину. Невелика глибина залягання цих відкладень дає можливість припускати, що розвідка та освоєння їх будуть економічнішими.

ЛІТЕРАТУРА

1. Васильєв В.Г., Карасьов І.П., Кравченко О.В. Основні напрями пошуково-розвідувальних робіт на нафту та газ у межах Сибірської платформи. Геологія нафти, 1957 № 1 .

2. Бархатов Г.В., Васильєв В.Г., Кобеляцький І.А., Тихомиров Ю.Л., Чепіков К.Р., Черський Н.В. Перспективи нафтогазоносності та завдання пошуків нафти та газу в Якутській АРСР, Держтоптехвидав, 1958.

3. Миколаївський О.О. Основні риси глибинної будови східної частини Сибірської платформи. Питання геологічної будови та нафтогазоносності Якутської АРСР, зб. статей, Держтоптехвидав, 1958.

4. Миколаївський О.О. Основні підсумки та завдання геофізичної розвідки у центральній частині Якутії. Питання нафтогазоносності Сибіру, зб. статей, Держтоптехвидав, 1959.

5. Миколаївський О.О. Щільні характеристики геологічного розрізу східної частини Сибірської платформи. Прикладна геофізика, вип. 23, 1959.

6. Пущаровський Ю.М. Про тектонічну будову Приверхоянського крайового прогину. Вид. АН СРСР, сірий. геолог., № 5, 1955.

7. Чумаков Н.І. Тектоніка південно-західної частини Вілюйської западини, ДАН, т. 115 № 3, 1957.

8. Шатський Н.С. Про структурні зв'язки платформи зі складчастими геосинклінальними областями. Изв. АН СРСР, сірий. геолог., № 5, 1947.

Якутське геологічне управління

Мал. 1. Схема рельєфу поверхні юрських відкладень (уклад. М.І. Дорман та А.А. Миколаївський за матеріалами глибокого буріння, сейсморозвідки та геологічних зйомок).

1 - оголені юрські та давніші породи; 2- лінії рівних глибин покрівлі юрських порід; 3 - антиклінальні складки, виявлені сейсморозвідкою: Неджелінська (1), Бадаранська (2), Нижньо-Вілюйська (3), Таас-Тумусська (4), Олойська (6), Бергеїнська (7), Кобицька (10); геологічною зйомкою: Собо-Хаїнська (5), Сангарська (8); 4 - кемпендяйські дислокації; 5 - опорні та розвідувальні свердловини, що розкрили покрівлю юрських порід. Впадини: А – Лінденська, Б – Баппагайська, Г – Лунхінська, Д – Келенська. Підняття: Е – кітчанський виступ мезозойської основи; В - Вілюйське валоподібне підняття.

Мал. 2 . Схема рельєфу поверхні кембрійських відкладень (уклад. А.А. Миколаївський),

1 - стратоізогіпси поверхні кембрійських відкладень (відм. км); 2 – межа виходів кембрійських відкладень; 3 - синійські відкладення, які у склад складчастих споруд; 4 – північно-східний кордон Сибірської платформи; 5 - роторні свердловини: 1 - Жиганська, 2 - Бахинайська, 3 - Вілюйська, 4 - Китчанська, 5 - Усть-Вілюйська, 6 - Сангарська, 7 - Бергеїнська, 8 - Намська, 9 - Якутська, 10 - Усть-Майська, 10 – Амгінська, 12 – Чурапчинська, 13 – Хатанзька, 14 – Джибарики-Хая, 16 – Дельгейська; 6- ділянки, де кембрійські відкладення імовірно відсутні або їх потужність сильно скорочена. Впадини: А – Лінденська, Б-Лунхінська, В-Мархінська, Д – Кемпендяйська (кембрійська), Г – Сунтарське підняття.

Дані дослідження виконано автором на підставі вивчення літології, стратиграфії та палеогеографії за матеріалами результатів глибокого буріння свердловин на вивченій території. В основі проведених досліджень лежить детальна стратиграфія мезозойських відкладень Вілюйської синеклізи та передверхоянської прогину, розроблена такими дослідниками як Ю.Л. Сластенов, М.І. Алексєєв, Л.В. Баташанова та ін. Територія сучасної Вілюйської синеклізи та прилеглої частини Передверхоянського прогину в тріасі являла собою єдиний басейн опадонакопичення, фаціальні умови в якому змінювалися від мілководно-морських до континентальних (алювіальна рівнина). Протягом тріасового періоду площа накопичення опадів поступово скорочувалася за рахунок зміщення західних кордонівбасейну на схід. У ранньому тріасі басейн опадонакопичення переважно був мілководне затолоподібне море, яке відкривалося в районі Верхоянського мегантиклінорія в Палеоверхоянський океан. Цей седиментаційний басейн зберігав затолоподібну форму та розміри, які існували в пізній пермі та були успадковані у тріасі. У середньому тріасі площа басейну поступово скорочувалася та її межі істотно змістилися Схід. На вивченій території ці епохи переважно накопичувалися грубозернистые опади за умов дрібного моря і прибережних рівнин.

Передверхоянський прогин

Вілюйська синекліза

коливання рівня моря

регресія

пісковик

конгломерат

1. Мікуленко К.І., Сітніков В.С., Тіміршин К.В., Булгакова М.Д. Еволюція структури та умов нафтогазоутворення осадових басейнів Якутії. - Якутськ: Вид-во ЯНЦ З РАН, 1995. - 178 с.

2. Петтіджон Ф.Дж. Осадові породи. - М.: Надра, 1981. - 750 с.

3. Сафронов А.Ф. Історико-генетичний аналіз процесів нафтогазоутворення. - Якутськ: Видавництво ЯНЦ, 1992. - 146 с.

4. Сластенов Ю.Л. Геологічний розвиток Вілюйської синеклізи та Приверхоянського прогину в пізньому палеозої та мезозої // Мінерагенія, тектоніка та стратиграфія складчастих районів Якутії. - Якутськ, 1986. - С. 107-115.

5. Сластенов Ю.Л. Стратиграфія Вілюйської синеклізи та Приверхоянського прогину у зв'язку з їхньою нафтогазоносністю: автореф. дис. ... д-ра наук. - СПб., 1994. - 32 с.

6. Соколов В.А., Сафронов А.Ф., Трофімук А.А. та ін Історія нафтогазоутворення та нафтогазононакопичення на Сході Сибірської платформи. - Новосибірськ: Наука, 1986. - 166 с.

7. Тучков І.І. Палеогеографія та історія розвитку Якутії в пізньому палеозої та мезозій. - М.: Наука, 1973. - 205 с.

Вілюйська синекліза є найбільшим елементом крайових депресій Сибірської платформи. В цілому синекліза є негативною структурою округло-трикутного обрису, виконану на поверхні мезозойськими відкладеннями, що розкривається на схід, у бік Передверхоянського прогину. У плані вони утворюють єдину велику депресію. Площа Вілюйської синеклізи перевищує 320 000 км2, довжина 625 км, ширина 300 км. Межі синеклізу умовні. Північно-західна і південна проводяться найчастіше за зовнішнім контуром суцільного розвитку юрських відкладень, західна - різким звуженням поля їх розвитку, східна - зміною простягання локальних структур з субширотного на північно-східне. Найбільш невизначена межа синеклізи з Приверхоянським прогином у міжріччі Лєни та Алдану. У північній частині вона межує з Анабарською антеклізою, з півдня – з Алданською антеклізою. На південному заході вона зчленовується з Ангаро-Ленським прогином частини платформи. Східний кордонз передверхоянським передовим прогином діагностується найменш виразно. Синеклізу складено палеозойськими, мезозойськими та кайнозойськими опадами, загальна потужність яких досягає понад 12 км. Вілюйська синекліза найактивніше розвивалася в мезозої (починаючи з тріасу). Розріз палеозойських відкладень представлений тут головним чином кембрійськими, ордовицькими, частково девонськими, нижньокам'яновугільними та пермськими утвореннями. На цих породах із розмивом залягають мезозойські відкладення. У будові синеклізи по сейсмічним горизонтам, що відбивають, у мезозойських відкладах виділяють три монокліналі: на північно-західному борту синеклізи Хоргочумська, на півдні Бескюельська і на сході Тюкян-Чибидинська.

У складі синеклізи виділяють ряд западин (Лунхинсько-Келінська, Ыгиаттинська, Кемпедяйська, Лінденська) і поділяючих їх валоподібних піднять (Сунтарське, Хапчагайське, Логлорське і т.д.). Найбільш повно вивчені за допомогою геофізичних методів та буріння Хапчагайське та Сунтарське підняття, а також Кемпедяйська западина.

Мал. 1. Район досліджень. Назва свердловин та природних оголень див. у таблиці

Основні природні відслонення та свердловини, дані за якими використовувалися автором у процесі роботи над статтею

	Свердловини та площі буріння		Відслонення
	Приленська		міжріччя Байбикан-Тукулан
	Північно-Лінденська		нар. Тенкече
	Середньо-Тюнгська		нар. Кельтер
	Західно-Тюнгська		нар. Кибутігас
	Хоромська		руч. Сонячний
	Усть-Тюнгська		нар. Елюнджен
	Кітчанська		нар. Леписке, Моусучанська антикліналь
	Нижньо-Вілюйська		нар. Ліписки, Китчанська антикліналь
	Південно-Неджелінська		нар. Дяничка (середня течія)
	Середньо-Вілюйська		нар. Дяничка (нижня течія)
	Бираканська		нар. Кюндюдей
	Усть-Маркінська		нар. Бегіджан
	Чибидинська		нар. Менкере
	Хайласька		нар. Ундюлюнг

	Іванівська

Передверхоянський прогин є негативною структурою, в будові якої бере участь комплекс кам'яновугільних, пермських, тріасових, юрських і крейдових відкладень. Уздовж складчастих обрамлень Західного Верхоянья прогин у субмеридіональному напрямі простягається приблизно 1400 км. Ширина прогину змінюється від 40-50 км на південних і північних його ділянках і від 100 до 150 км. центральних частинах. Зазвичай Передверхоянський прогин поділяють на три частини: північну (Лінську), центральну та південну (Алданську), а також приплатформну (зовнішнє крило) та прискладчасту (внутрішнє крило) зони прогину. Нас цікавлять центральна та південна частини прогину як території, що безпосередньо прилягають до Вілюйської синеклізи.

Центральна частина Передверхоянського прогину розташовується між нар. Кюндюдей на півночі та нар. Тумар на півдні. Тут прогин зазнає коліноподібного вигину з поступовим зміною простягання структур з субмеридіонального на субширотне. Внутрішнє крило прогину тут різко розширюється, утворюючи виступ складчастих структур - Китчанське підняття, що розділяє Лінденську та Лунгхінсько-Келінську западини. Якщо пригеосинклінальне крило Передверхоянського прогину в його центральній частині обмежується досить чітко, то зовнішнє, платформне крило тут зливається з Вілюйською синеклізою, межа з якою, як було зазначено вище, проводиться умовно. У прийнятих межах зовнішньому крилу прогину тут належать північно-східні частини. Названі западини в районі гирла нар. Вілюй поділяються Усть-Вілюйським підняттям (25 15 км, амплітуда 500 м). Це підняття на південному заході відокремлюється неглибокою сідловиною від Хапчагайського, а на північному сході зрізається Китчанським насувом, що обмежує в цьому районі підняття Китчан.

У рамках цієї статті розглянемо докладніше особливості осадконакопичення в середньотриасовому періоді, що відбувався в межах Вілюйської синеклізи та в центральній та південній частинах Передверхоянського прогину як території, що безпосередньо прилягають до Вілюйської синеклізи (рис. 1).

Толбонський час (анізійський - ладінське століття) характеризується початком значної регресії моря. На місці ранньотріасового морського басейну утворюється велика прибережна рівнина, у межах якої акумулювалися грубі опади. На території Вілюйської синеклізи, в умовах прибережної низовини, накопичувалися переважно польовошпат-грауваккові та олігоміктово-кварцові пісковики, із включеннями кварцової та кремнистої гальки та кристалів піриту середньої пачки тулурської почти. Породи шаруваті, з кутисто-слюдистим матеріалом на поверхнях нашарування, збагачені розсіяним органічною речовиною(на це вказують прошарки чорних аргілітів та алевролітів) та уламками обвугленої деревини. Внаслідок зниження регіональних базисів ерозії і збільшення площі водозборів активізувалася еродующая і транспортуюча діяльність річок, розмиву піддавалися опади, що накопичилися біля побережжя, у басейн став надходити більш грубозернистий матеріал. З території поблизу розташованого континенту під час паводків зносилися та переносилися береговими течіями уламки дерев, рослинний детрит (рис. 2).

Мал. 2. Палеогеографічна схема толбонського часу

Умовні позначення до рисунка №2.

У Передверхоянській частині басейну відбувалося накопичення порід толбонської та еселяхюряхської світ. На території поширення толбонської почту характер опади накопичення відрізнявся від умов седиментації у Вілюйській синеклізі. Тут, за умов то дрібного шельфу, то приморської низовинної рівнини, відбувалося накопичення піщано-алевритових опадів. У пляжових, або острівних умовах відносної віддаленості від берегової лінії формувалися піщано-гравійні і галечникові лінзи. Присутність у породах внутрішньоформаційних конгломератів з плоскою галькою глинистих порід дозволяє припустити, що в періоди зниження рівня моря в акваторії з'являлися дрібні острови (останці), виступи дельт, які руйнувалися під впливом абразії та ерозії та служили джерелом глинистої гальки та дрібних валунів. прибережними течіями та штормами.

В цілому, якщо характеризувати середньотриасову епоху, можна сказати, що регресія вод морського басейну, що почалася в ранньому і тривала в середньому тріасі, суттєво позначилася на характері осадконакопичення. Формування анізійських і ладінських відкладень відбувається у досить активній гідродинамічній обстановці, що виявилося у поширенні грубоуламкових опадів. Описана вище строкатість фацій цих епох обумовлена чітко вираженою мілководністю басейну, наслідком чого стало широке висування дельтових комплексів, а також часті коливання рівня морських вод. Всі ці причини сприяли різким змінам умов осадоутворення.

Бібліографічне посилання

Рукович А.В. ІСТОРІЯ ФОРМУВАННЯ СЕРЕДНЬОТРІАСОВИХ ВІДКЛАДЕНЬ СХІДНОЇ ЧАСТИНИ ВІЛЮЙСЬКОЇ СИНЕКЛІЗИ І ПРИЛЕЖНИХ РАЙОНІВ ПЕРЕДВЕРХОЯНСЬКОГО ПРОГИБУ // Успіхи сучасного природознавства. - 2016. - № 5. - С. 153-157;
URL: http://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=35915 (дата звернення: 01.02.2020). Пропонуємо до вашої уваги журнали, що видаються у видавництві «Академія Природознавства»

Спеціальність ВАК РФ25.00.12
Кількість сторінок 336

ВСТУП.

Глава 1. ГЕОЛОГІЧНЕ БУДОВА І НАФТОГАЗОНОСНІСТЬ ТЕРИТОРІЇ.

1.1. Характеристика розрізу осадового чохла.

1.2. Тектоніка та історія геологічного розвитку.

1.2.1. Лено-Вшюйський осадово-порідний басейн (ОПБ).

1.2.2. Східно-Сибірського ОПБ.

1.3. Нафтогазоносність.

1.4. Вивченість території геолого-геофізичними методами та стан із фондом нафтогазоперспективних структур у Вілюйській НТО.

Глава 2. ТЕХНІКО-МЕТОДИЧНІ ТА ГЕОЛОГО-ГЕОФІЗИЧНІ АСПЕКТИ ДОСЛІДЖЕНЬ.

2.1. Використання бази даних та технологічного середовища сучасної геоінформаційної системи для вирішення поставлених завдань

2.2. Геолого-геофізичні моделі об'єктів та територій.

2.2.1. Розломно – блокова тектоніка.

2.2.1.1. Атиахська площа в Кемпеідейській западині.

2.2.1.2. Хатинг-Юряхська площа у Лунгхінсько-Келлінській западині.

2.2.2. Структурні моделі.

2.2.2.1. Середньовилюйське та Толонське родоуюдіння.

2.2.2.2 Хапчагайський мегавал та суміжні території.

2.2.3. Вивчення характеристик зростання Хапчагайського мегавала та контрольованих ним піднять.

2.2.4. Кластерні моделі родовищ Хапчагайського мегавала

2.2.5. Спектрально-глибинні розгортки.

Глава 3. ТЕКТОНІЧНА ПРИРОДА ВІЛЮЙСЬКОЇ СИНЕКЛІЗИ, СТРУКТУР

ФУНДАМЕНТУ ТА ОБЛАСНОГО ЧОХЛУ.

3.1 Рельєф ерозійно-тектонічної поверхні фундаменту.

3.1.1. Геологічна природа граві-магнітних аномалій та кривих МТЗ при картуванні рельєфу кристалічного фундаменту.

3.1.2. Зіставлення та аналіз деяких поширених схем та карт рельєфу кристалічного фундаменту.

3.1.3. Особливості рельєфу, встановлені у процесі досліджень

3.2. Тектонічна природа плікативних антиклінальних структур вілюйської синеклізи.

3.2.1. Позитивні структури 1-го порядку (Хапчагайський та Логлорський мегавали).

3.2.2. Локальні плікативні структури.

3.3. Рифтогенез у геологічної історіїВілюйської синеклізи та Лено-Вілюйського нафтогазоносного басейну.

Глава 4. ТЕКТОНІЧНА АКТИВІЗАЦІЇ РОЗЛОМНИХ СИСТЕМ У ФОРМУВАННІ ОБЛАСНО-ПОРОДНИХ БАСЕЙНІВ КРАЄВИХ ДЕПРЕСІЙ СХОДУ СИБІРСЬКОЇ ПЛАТФОРМИ.

4.1. Проблемні питання взаємозв'язку розломоутворення в текто-носфері та еволюції осадово-продних басейнів.

4.2. Вивчення особливостей просторово-азимутальних розподілів систем глибинних розломів

4.3. Активізація розломної тектоніки та її вплив на співвідношення структурних планів та седиментацію різновікових комплексів відкладень осадово-порідних басейнів.

Глава 5. ПРОГНОЗНІ ОЦІНКИ ВІДКРИТТЯ НОВИХ МІСТОРОДЖЕНЬ УВ НА

ТЕРИТОРІЇ ВІЛЮЙСЬКОЇ НУО.

5.1. Відкладення верхньопалеозойсько-мезозойського структурного комплексу.

5.1.1. Перспективи відкриття нових родовищ на основі ГІС-технологій.

5.1.2. Геолого-математичне прогнозування запасів, нових покладів та родовищ УВ біля Хапчагайського мегавала.

5.2. Відкладення рифей-нижньонепалеозойського структурного комплексу

5.3. Оцінка прогнозних результатів з урахуванням виявлених закономірностей розміщення покладів вуглеводнів.

Введення дисертації (частина автореферату) на тему «Структури та нафтогазоносність Вілюйської синеклізи та прилеглої частини Передверхоянського крайового прогину»

Актуальність. Представлена до захисту робота присвячена вивченню території Вілюйської синеклізи та центральної частини Передверхоянського прогину, що входить до системи крайових зон сходу Сибірської платформи. У Вілюйській синеклізі розташована однойменна нафтогазоносна область (Вілюйська НУО), в якій промисловий видобуток газу здійснюється з 1967 р. з родовищ, відкритих у 60-х роках у верхньопалеозько-мезозойських відкладеннях. Незважаючи на багаторічну історію геологічного та геофізичного вивчення (територія покрита сейсморозвідкою MOB, граві- та магнітометричною зйомками, вимірюваннями МТЗ та, частково, аерокосмічними спостереженнями), низка питань геології цього регіону досліджена поки що недостатньо. Нез'ясованими залишаються також перспективи відкриття нових родовищ, дуже актуальних для заповнення і розширення сировинної бази.

Створення Східного Сибіру потужних регіональних нафтогазовидобувних комплексів - найважливіша проблема економіки Росії. Тільки з урахуванням власної енергетичної бази можливе освоєння величезних мінерально-сировинних багатств регіону. Актуальність роботи полягає в тому, що відкриття нових родовищ вуглеводневої сировини в старій нафтогазоносній Вілюйській НУО, видобуток газу в якому становить основу газової індустрії Республіки Саха (Якутія), а фонд підготовлених перспективних структур вичерпаний, потребує більш поглибленого вивчення геологічної будови та розвитку великого регіонуна основі аналізу накопичених за 40-річний період геофізичних даних та результатів глибокого буріння з використанням сучасних методівобробки багатовимірної інформації та Геоінформаційних технологій.

Мета та завдання досліджень. Виявлення закономірностей розміщення родовищ вуглеводневої сировини та встановлення природи контролюючих їх геологічних структур на території Вілюйської синеклізи та прилеглої центральної частини Передверхоянського прогину на основі вивчення основних структуроутворювальних та контролюючих факторів (елементів будови нафтогазоносних басейнів вивченої території).

Для досягнення мети досліджень поставлені такі завдання: 1. Адаптувати для постановки та реалізації геологічних та нафтогазопошукових завдань сучасну Геоінформаційну технологію ПАРК (Прогноз, Аналіз, Розпізнавання, Картографування); виробити методологічний підхід їх вирішення, що поєднує створення цифрових моделей різних елементів геологічної будови з необмеженими можливостями формально-логічного аналізу та картографування, що надаються цією технологією.

2. Уточнити рельєф кристалічного фундаменту.

3. Виявити генезис Хапчагайського та Маликай-Логлорського мегавалів, що контролюють основні зони нафтогазононакопичень у Вілюйській НУО, а також пов'язану з ним тектонічну природу Вілюйської синеклізи та класифікаційну характеристику нафтогазоносного басейну на території, що вивчається. 4. Встановити закономірності активізації різновікових систем розломів різної просторової орієнтації та їх вплив на формування структурних планів формаційних комплексів різновікових осадово-порідних басейнів.

5. Вивчити умови та фактори, що визначають нафтогазоносність різновікових осадово-порідних басейнів (ОПБ), отримати нові дані для прогнозу пошуків нових покладів та родовищ УВ на території Вілюйської НУО та виявити геологічні закономірності їх розміщення.

Фактичний матеріал та методи досліджень

Дисертація заснована на матеріалах автора, отриманих у процесі багаторічних геолого-геофізичних досліджень – пошуків та розвідки перших родовищ Хапчагайського мегавала та подальшого вивчення території Західної Якутії методами структурної геофізики. У цих роботах автор брав участь як геофізик (1963-1979 р.р.), а потім як головний геофізик тресту "Якутськгеофізика" (1980-1990 р.р.). У дисертації використано результати науково-дослідних та тематичних робіт, виконаних під керівництвом автора, в рамках республіканської науково-технічної програми "Нафтогазовий комплекс Республіки РС(Я)" за темами: "Геолого-геофізичні моделі газоносних територій на прикладі Хапчагайського мегавала та Західного Верхоян (1992-1993 р.р.); "Уточнення структурного плану Хапчагайського мегавала та виявлення структур для постановки глибокого буріння на основі комплексної обробки даних" (1995-1998 р.р.); "Геолого-геофізичні моделі 2-го структурного поверху центральної та східної частин Вілюйської НУО та перспективи їх нафтогазоносності" (2000-2001 р.р.). До дисертації увійшли також результати договірних науково-дослідних робіт (під керівництвом автора) з Держкомітетом з геології та надрокористування PC (Я), АТ "Якутськгео-фізика" та компанією "Саханафтогаз" на теми: "Впровадження комп'ютерних технологій для вирішення завдань прогнозу перспектив нафтога -зоносності Вілюйської НУО" (1995-1997 р.р.); "Прогнозна оцінка потенційно газоносних територій Вілюйської НУО на основі передових методик та технологій" (1999

2000 р.р.); "Вивчення особливостей розміщення скупчень УР на нафтогазоносних територіях Західної Якутії" (2001-2002 р.р.).

Основними методами досліджень стали: комплексна обробка картографічної геолого-геофізичної інформації з використанням комп'ютерної ГІС - технології ПАРК та за геофізичними програмами; геолого-математичне прогнозування; геолого-геофізичне моделювання потенційних полів; статистичний, дисперсійний, факторний, кореляційний та кластерний аналізи багатовимірної інформації.

Захищаються

1. У рельєфі кристалічного фундаменту Вілюйської синеклізи відокремлений протяжний Ыгиаттинсько-Лінденський мегапрогин, що роз'єднує Алданський і Анабарський мегаблоки Сибірської платформи і Лунгхінсько-Келінська западина, які зумовлюють значні глибини залягання фундаменту.

2 Формування Хапчагайського та Маликай-Логлорського мегавалів, які контролюють основні зони нафтогазононакопичення у Вілюйській НУО, пов'язане з інверсією Вілюйського палеорифту (середньопалеозойської регенерації) в/ніжт(меловук> епоху. Ві-люйська синекліза маєулак |

3. У крайових депресіях сходу Сибірської платформи проявляються різновікова активізація раніше закладених систем розломів різних напрямів і генерацій та пов'язана з нею азимутальна переорієнтація структурних планів комплексів відкладень різновікових осадово-порідних басейнів, процеси яких мають синхронний та спрямований характер протягом геологічного часу.

4. Закономірності розміщення родовищ УВ та перспективи відкриття нових родовищ у Вілюйській НУО визначаються просторово-тимчасовим взаємини сприятливих зон генерації та акумуляції вуглеводнів з континентальними рифтовими зонами (авлакогенами); додаткові перспективи цієї території пов'язуються з горстовими структурами, зумовленими контрастною розломно-блоковою тектонікою у рифейсько-середньопалеозойських відкладах.

Наукова новизна досліджень. Вперше для всієї території Вілюйської синеклізи та центральної частини Передверхоянського прогину проведено комплексний аналіз геолого-геофізичних матеріалів з використанням сучасних методів обробки багатовимірної інформації та геоінформаційних технологій. Наукова новизна результатів полягає в наступному:

Отримано принципово нові дані про рельєф кристалічного фундаменту -характер і глибину залягання його окремих блоків і структур, що вносять суттєві корективи в існуючі уявлення про тектонічну природу та геологічну будову території, що вивчається;

Виявлено особливості формування Хапчагайського та Маликай-Логлорського ме-гавалів, а також Вілюйської синеклізи загалом, пов'язані з інверсією в палеорифтових зонах (авлакогенах); встановлено, що стадії розвитку Вілюйського нафтогазоносного басейну генетично та синхронно за часом пов'язані зі стадіями активізації Вілюйського палеорифту середньопалеозойської регенерації

Встановлено характер активізації глибинної розломної тектоніки та її вплив на співвідношення структурних планів різновікових структурно-формаційних комплексів нафтогазоносних басейнів, що пов'язує тектонічну активізацію та процеси опадонакопичення єдиний процесеволюції осадово-порідних басейнів, що пояснює стадійність їх розвитку, і має відношення до онтогенезу вуглеводнів;

Показаний для Лєно-Вілюйського осадово-порідного басейну взаємозв'язок просторового положення сприятливих зон акумуляції ПВ з континентальними рифтовими зонами (авлакогенами), що розтинають платформний борт басейну, а для залягає під ним рифей-нижньопалеотек- ; деякі з обумовлених нею горстових структур можуть бути доступними для буріння у внутрішніх районах Вілюйської НУО, що суттєво збільшує перспективи цього структурного комплексу, нафтогазонність якого доведена на суміжних територіях.

За сумою положень, що захищаються, отримала підтвердження точка зору, що виходячи з генетичної єдності, найголовнішими елементами осадово-порідних басейнів Землі є: рифтові системи, всередині - і міжрифтові блоки; розломи різної природи, а також форми палеорельєфу фундаменту, що визначають макроструктуру осадового чохла та онтогенез УВ [Д.А. Астаф'єв, 2000]. Доповненням цієї точки зору на основі проведених досліджень є особлива роль в еволюції ОПБ активізованих розломних систем (в т.ч. і рифтових) і самого процесу їх активізації.

Практичне значення роботи:

Здійснено на територію Вілюйської НУО структурні регіональні побудови за кількома геологічними реперами, що залягають поблизу продуктивних горизонтів, що є основою для поточного та довгострокового планування геологорозвідувальних робіт на нафту та газ;

Побудовано прогнозну карту розташування областей та ділянок, перспективних для виявлення газоконденсатних покладів та родовищ у верхньопалеозойсько-мезозойських відкладах Вілюйської НУО;

Уточнено прогнозні запаси газу родовищ Хапчагайського мегавала, встановлено високу ймовірність існування тут не виявленого родовища з прогнозними запасами газу близько 75-90 млрд. м і локалізовано його ймовірне місцезнаходження поблизу осноаного розроблюваного Середньовилюйського родовища;

Виділено на території Вілюйської синеклізи у рифей - нижньопалеозойських відкладеннях нові потенційно перспективні типи пошукових об'єктів - горстові структури та обґрунтовані рекомендації першочергового вивчення Хатинг - Юряхського і Атиахського горстових піднять, у зв'язку з високими перспективами відкриття в них великих місць;

Вироблено методичні прийоми виділення малоамплітудної тектоніки на основі аналізу структурних карток, побудованих за даними буріння;

Розроблено методику спектрально-глибинних розгорток каротажних кривих (ПС та АК), призначену для вивчення циклічності опадонакопичення та кореляції розрізів глибоких свердловин.

Апробація роботи. Основні положення та окремі розділи дисертаційної роботи обговорювалися та подавалися на: науково-практичній конференції"Проблеми методики пошуку, розвідки та освоєння нафтових та газових родовищ Якутії" (Якутськ, 1983), всесоюзній нараді "Сейсмостратиграфічні дослідження при пошуках нафти і газу" (Чимкент, 1986), ювілейної конференції, присвяченій 40-річчю інституту Якутськ, 1997), регіональної конференції геологів Сибіру та Далекого СходуРосії (Томськ, вересень, 2000), всеросійській ювілейній конференції геологів (Санкт-Петербург, жовтень, 2000), всеросійській XXXIV Тектонічній Нараді (Москва, січень, 2001), V-ї міжнародноїконференції "Нові ідеї в науках про землю" (Москва, квітень, 2001), V-й міжнародній конференції "Нові ідеї в геології та геохімії нафти та газу" (Москва, травень-червень, 2001), об'єднаній вченій раді АН PC (Я ) з науки про землю (1996, 1998, 1999), НТС Державної нафтогазової компанії Саханефтегаз (1994, 2001), НТС Мінпрому PC (Я) (1996), НТС Державного комітету з Геології та Надрокористування (2001), наукових конференціях геолог (1986, 1988, 2000), розширене засідання кафедри геофізики ГРФ ЯГУ (2001).

Практичні результати роботи, розглянуті на НТС Міністерства промисловості (протокол № 17-240 від 30.12.1996 р.), компанії "Саханафтогаз" (протокол НТС № 159 від 28.12.2000 р.) та Держкомгеології РС(Я) (протокол НТС № 1 від 28.12.2000 р.) та рекомендовані до впровадження. За темою дисертації опубліковано 32 наукові публікації.

Автор дякує професорам А.В. Бубнова, В.С. Імаєва, В.Ю. Фрідовського, Е.С. Якупова; д. р.-м. наук К.І. Микуленко та к. г.-м. наук B.C. Ситникова за критичні зауваження та висловлені побажання на проміжному етапі підготовки роботи, які автор намагався врахувати, а також к. г.-м. наук A.M. Шарову за допомогу в обробці матеріалів та підготовці дисертаційної роботи. Особлива вдячність академіку Республіки Саха (Я), професору, буд. наук О.Ф. Сафронову за плідні консультації у процесі роботи над дисертацією.

Подібні дисертаційні роботи за спеціальністю «Геологія, пошуки та розвідка горючих копалин», 25.00.12 шифр ВАК

Геологічна будова, особливості розміщення та перспективи відкриття скупчень нафти та газу в Дагомійсько-Нігерійській синеклізі 1998 рік, кандидат геолого-мінералогічних наук Кочофа, Анісет Габріель
Континентальний рифтогенез Півночі Східноєвропейської платформи в неогеї: геологія, історія розвитку, порівняльний аналіз 2013 рік, доктор геолого-мінералогічних наук Балуєв, Олександр Сергійович
Геологічна будова та перспективи нафтогазоносності осадового чохла Нижньоконголезької западини: Республіка Ангола 1999 рік, кандидат геолого-мінералогічних наук Байона Жозе Мавунгу
Тектоніка та природні резервуари глибокозавантажених відкладень мезозою та палеозою Центрального та Східного Кавказу та Передкавказзя у зв'язку з перспективами нафтогазоносності 2006 рік, доктор геолого-мінералогічних наук Вобліков, Борис Георгійович
Історія формування газоносних товщ східної частини Вілюйської синеклізи та прилеглих районів Приверхоянського прогину 2001 рік, кандидат геолого-мінералогічних наук Рукович, Олександр Володимирович

Висновок дисертації на тему «Геологія, пошуки та розвідка горючих копалин», Берзін, Анатолій Георгійович

Результати дослідження прирощень AFt за допомогою критерію Родіонова F(r02) та оцінки обсягу природної сукупності N

AF; V(r02) Результати досліджень

0,007 0,008 ~ Л AFn = 0,0135, N = 70; Н0 при N = 70, «= 16 відкидається,

0,034 0,040 AFn = 0,041, N = 23; Але приймається, т.к. %в (при N = 23;

0,049 0,050 4,76 «= 16) = 2.31<^=3,84

0,058 0,059 11,9 Кордон хибна, т.к. V(MS , Ms+l) = 3,8< %т = 3,84

В результаті дослідження функції розподілу запасів Fn(Qm) (таблиці 5.1.5 та 5.1.6) отримано оцінку обсягу природної сукупності за формулою: = (3)

AF, що випливає із співвідношення (1). л 1-0,041 jV = -^^ л = 23 покладів газу. 0,041

З метою взаємного контролю використовуються ще дві формули оцінки обсягу прикладної сукупності N . У першому їх оцінка N обчислюється по формуле:

N= М(/)0 + 1)-1, (4) знайденої з виразу математичного очікування

М(/) = п +1 є першим початковим моментом функції розподілу ймовірностей:

Cn , (5) де I цілочисленні значення відповідають збільшенням AF, (1 = 1) 2 AF(I = 2), (N-n+l) AF(I = N-n + l).

У другому випадку обсяг природної сукупності оцінюється за формулою

N - -1. (6) пх отриманої на підставі (5).

Використання формул (4) і (6) призвело до наступних результатів: N = 22, N = 25 Дослідження за допомогою розподілу (5) та критерію Пірсона [Дж. С. Девіс,

1=1 М(І7) де / - може набувати значення 1, 2,., N - п +1; rij - фактична кількість членів підмножин Mt, встановлені на підставі вивчення послідовності AFi із застосуванням критеріїв Родіонова розподілу (5); М(пj) -математичне очікування числа членів Mt, обчислене за формулою M(rij) = P(I) п, де п обсяг вибірки, а ймовірність Р(1) обчислюється за формулою (5) показали:

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 П = 16 пекло. />(/) n,

1 0,64 10,24 11 0,056

2 0,24 3,84 4 0,006

У всіх трьох розглянутих варіантах отримані значення хв менше табличного 3,84, при рівні значимості 0,05 та одного ступеня свободи. Це означає, що всі вони не суперечать нульовій гіпотезі

H0:P(I;n,N) = P(I-n,N), (8) при альтернативі

HxP(In,N)*P(In,N) (9) і можуть бути прийняті. Найменшими, але однаковими значеннями % = 0,062 характеризуються оцінки N = 23 і N = 25. Однак N-25 відзначається найбільша близькість між розвіданими запасами та обчисленими за знайденим рівнянням, про що свідчить значення коефіцієнта кореляції г = 0,9969 (для N-22 - г - 0,9952; N = 23 - г = л

0,9965). При N=25, серед прогнозованих є чотири значення запасів ближчі до виключеним із вибірки, проти результатами прогнозу по двом дру

Л. А гім оцінкам (N = 22 і N = 23). З викладеного за оцінку обсягу природної сукупності N прийнято N = 25.

Маючи в своєму розпорядженні функцію розподілу ймовірностей Fn(Qm) і знаннями про вид описуючої функції F(x), можна побудувати розподіл вихідної природної сукупності Fn(Qm) . Для цього обчислюються mN - --, потім ^ N ,

Д7? iV +1 ^ знаходиться рівняння + 6, (10) для випадку використання як описує функції логнормального розподілу)

За знайденим рівнянням (10) оцінюються всі значення Q\,Q2i---->Qft Прогнозні запаси в невиявлених покладах нафти або газу визначаються шляхом виключення з отриманих N значень запасів розвіданих покладів.

У таблиці 5.1.7 наводяться результати оцінки прогнозних та потенційних запасів Хапчагайської природної сукупності.

При обчисленні величин запасів використовувалося рівняння = 0.7083 + 3,6854, (11)

Коефіцієнт кореляції: г = 0,9969.

ВИСНОВОК

Відкриття нових родовищ вуглеводневої сировини у Вілюйській сінеклізі, видобуток газу в якій становить основу газової індустрії республіки Саха (Якутія), має важливе народно-господарське значення як цієї республіки, так всього Далекого Сходу Росії. Вирішення цієї проблеми вимагає подальшого поглибленого вивчення геологічної будови та розвитку цього великого регіону, що становить Вілюйську нафтогазоносну область, у тому числі шляхом аналізу накопичених за 40-річний період геолого-геофізичних даних з використанням сучасних методів обробки багатовимірної інформації та геоінформаційних технологій. Найбільш актуальним є виявлення закономірностей розміщення родовищ УВ та встановлення природи контролюючих їх геологічних структур на основі вивчення головних структуроутворюючих факторів: рельєфу кристалічного фундаменту, розломних структур та рифтових систем.

Проведений вперше на території Вілюйської синеклізи та прилеглої частини Передверхоянського прогину комплексний аналіз геолого-геофізичних матеріалів з використанням зазначеного вище методичного підходу дозволив уточнити існуючі та обґрунтувати нові уявлення про геологічну будову, геологічне розвиток та нафтогазоносність великого регіону.

1. У рельєфі кристалічного фундаменту Вілюйської синеклізи відокремлений протяжний Ыгиаттинсько-Лінденський мегапрогин, що роз'єднує Алданський і Анабарський ме-габлоки Сибірської платформи і Лунгхінсько-Келінська западина, які мають подібну тектонічну природу і глибини.

За геофізичними матеріалами отримано нові дані про рельєф кристалічного фундаменту, характер та глибину залягання його окремих блоків та структур. Принципово новим і важливим структурним елементом, що виділяється за даними побудовами, є лінійно витягнутий у північно-східному напрямку великий і протяжний Ігиаттинсько-Лінденський мегапрогин з аномальною глибиною залягання (понад 20 км), в якому Лінденська западина об'єднується по фундаменту. Раніше глибини залягання тут оцінювалися не більше ніж 12-14 км. Планові положення мегапрогину та однойменних депресій верхньопалеозойсько-мезозойських відкладень зміщені, які регіональні простягання істотно різняться.

2. Тектонічна природа Хапчагайського та Маликай-Логлорського мегавалів, які контролюють основні зони нафтогазононакопичення у Вілюйській НУО, пов'язана з інверсією Вілюйського середньопалеозойсько-мезозойського палеорифту. Вілюйська сінекліза є структурою пізнемелового віку.

Показано, что образование Хапчагайского и Малыкай-Логлорского мегавалов, особенности тектонического строения которых идентифицируют положение Ыгыаттинско-Линденского мегапрогиба и Лунгхинско-Келинской впадины как положение ископаемых рифтовых зон (авлакогенов), обусловлено проявлением завершающей стадии развития регенерированной Вилюйской палеорифтовой системы - ее инверсией. Час інверсії в основному - апт дає підставу вважати Вілюйську синеклізу структурою пізнемелового віку, а попередні епохи її розвитку розглядати як стадію просідання палеорифтової системи. Тектонічна активність Вілюйського палеорифту тісно пов'язана з розвитком Верхоянської складчастої області та має з нею спільний (одночасний або з невеликим зміщенням за часом) пов'язаний кінематичний характер та режим тектонічних рухів.

Передбачається, що Лено-Вілюйський нафтогазоносний басейн із сучасної класифікації Б.А. Соколова слід відносити до басейнів платформно-окраїнного підтипу класу накладених синекліз та западин.

3. У крайових депресіях сходу Сибірської платформи проявляються різновікова активізація раніше закладених систем розломів різних напрямів і генерацій та пов'язана з нею азимутальна переорієнтація структурних планів комплексів відкладень різновікових осадово-порідних басейнів. Процеси мають синхронний та спрямований характер протягом геологічного часу.

Виконаними дослідженнями вперше встановлено існування взаємопов'язаних процесів активізації глибинних розломів та переорієнтації структурних планів структурно-формаційних комплексів різновікових осадово-порідних басейнів, що пов'язують тектонічну активізацію та седиментацію у єдиний процес еволюції ОПЛ. Зроблено висновки про домінуючий вплив конседиментаційно-активних (бас-сейноутворюючих) розломів на процеси седиментації та стадійність розвитку осадово-порідних басейнів та онтогенез УВ. Передбачається, що активізація може бути обумовлена як механізмом планетарного характеру, так і процесами, що відбувалися в протерозое-фанерозое в зонах зчленування Сибірського континенту з іншими континентальними блоками.

4. Закономірності розміщення та перспективи відкриття нових родовищ у Вілюйській НУО визначаються просторовими взаємовідносинами сприятливих зон генерації та акумуляції вуглеводнів з континентальними рифтовими зонами (авлакогенами); додаткові перспективи цієї території пов'язуються з горстовими структурами, зумовленими контрастною розломно-блоковою тектонікою у рифейсько-середньопалеозойських відкладах

Показано, що тектонофізична обстановка в постюрський час у межах Вілюйської НУО Лєно-Вілюйського ОПБ характеризувалася зближенням зон генерацій ПВ у ній з зонами підстилаючого басейнового комплексу та накладенням їх у межах глибоких Ыгиаттинсько-Лінденської та Лунгхінської. У контурах накладання зон було створено сприятливі умови формування покладів на підняттях Хапчагайського та Маликай-Логлорського мегавалів та інших структурах за рахунок переважної вертикальної міграції, у тому числі з відкладень рифейсько-нижньопалеозойського ОПЛ. Перспективи відкриття тут нових родовищ підтверджуються побудовою прогнозних карток на основі аналізу багатовимірної інформації з використанням геоінформаційних систем та геолого-математичного прогнозування.

В результаті проведених досліджень одержала підтвердження точка зору деяких дослідників, що найголовнішими елементами осадово-порідних басейнів Землі є: рифтові системи, усередині та міжрифтові блоки; розломи різної природи, а також форми палеорельєфу фундаменту, що визначають макроструктуру осадового чохла та онтогенез УВ. Доповненням цієї точки зору на основі проведених досліджень є особлива роль в еволюції ОПБ активізованих розломних систем (в т.ч. і рифтових) і самого процесу їх активізації.

Практичне значення дисертаційної роботи визначається результатами проведених досліджень, які мають практичний додаток. Побудовано прогнозну карту розташування областей та ділянок, перспективних для виявлення газоконденсатних покладів та родовищ у верхньопалеозойсько-мезозойських відкладах Вілюйської НУО. Уточнено прогнозні запаси газу родовищ Хапчагайського мегавала, встановлено високу ймовірність існування тут ще не виявленого родовища з прогнозними запасами газу близько 75-90 млрд. м і локалізовано його ймовірне місцезнаходження поблизу середньовічного родовища, що розробляється. Обґрунтовано рекомендації першочергового вивчення Хатинг - Юряхського та Атиахського горстових піднять у рифей - нижньопалеозойських відкладах, у зв'язку з високими перспективами відкриття у них великих родовищ. Здійснено регіональні структурні побудови за кількома геологічними реперами, що залягають поблизу продуктивних горизонтів, що є основою для поточного та довгострокового планування пошукових та розвідувальних робіт на нафту та газ. Розроблено методичні прийоми виділення малоамплітудної тектоніки на основі аналізу структурних карт, побудованих за даними буріння, та методика спектрально-глибинних розгорток даних геофізичних досліджень у свердловинах, призначена для вивчення циклічності опадонакопичення та кореляції розрізів глибоких свердловин.

Ці результати розглядалися на НТС Міністерства промисловості PC (Я), Держкомгеології PC (Я), компанії "Саханафтогаз" та тресту "Якутськгеофізики" та рекомендовані до впровадження

Список літератури дисертаційного дослідження доктор геолого-мінералогічних наук Берзін, Анатолій Георгійович, 2002 рік

1. Андрєєв Б.А., Клушин. І.Г. Геологічне тлумачення гравітаційних аномалій. -Л.: Надра, 1965.-495 с.

2. Алексєєв Ф.М. Теорія накопичення та прогнозування запасів корисних копалин. Томськ: Вид-во Том. ун-ту. 1996. -172 с.

3. Алексєєв Ф.М., Берзін А.Г., Ростовцев В.М. Прогнозна оцінка перспектив для відкриття покладів газу Хапчагайської природної сукупності // Вісник РАЕН, вип. 3, Кемерово: Вид-во Західно-Сибірського відділення, 2000. -С. 25-36.

4. Алексєєв Ф.М., Ростовцев В.М., Паровінчак Ю.М. Нові можливості підвищення ефективності геологорозвідувальних робіт на нафту та газ. Томськ: Изд-во Томського унту, 1997. 88 з.

5. Альперович І.М., Бубнов В.П., Варламов Д.А. та ін Ефективність магніто-телуричних методів електророзвідки щодо геологічної будови нафтогазоперспективних територій СРСР /. Огляд, вид. ВІЕМС, 1997.

6. Артюшков Є.В. Фізичні тектоніка. М., Наука, 1993. З. -453.

7. Астаф'єв Д.А. Природа та основні елементи будови осадових басейнів землі. // Тези доповідей V-ї міжнародної конференції "Нові ідеї у науках про землю".-М.: ,2001. -С. 3.

8. Бабаян Г.Д. Тектоніка та нафтогазоносність Вілюйської синеклізи та прилеглих районів за геофізичними та геологічними матеріалами. - Новосибірськ: Наука, 1973. 144 с.

9. Бабаян Г.Д. Будова фундаменту східної частини Сибірської платформи та її відображення в осадовому чохлі/Тектоніка Сибіру. T.III. М., Наука, 1970. Стор. 68-79.

10. Бабаян Г.Д. Коротка характеристика та основні положення геологічної інтерпретації магнітних та гравітаційних аномалій / Геологічні результати геофізичних досліджень у Якутській АРСР. Іркутськ, 1972. Стор. 17-27.

11. Бабаян Г.Д., Дорман М.І., Дорман Б.Л., Ляхова М.Є., Оксман С.С. Закономірності розподілу фізичних властивостей гірських порід // Геологічні результати геофізичних досліджень Якутської АРСР. Іркутськ, 1972 . Стор. 5-16.

12. Бабаян Г.Д., Мокшанців К.Б., Уаров В.Ф. Земна кора східної частини Сибірської платформи. Новосибірськ, Наука,1978.

13. Бабаян Г.Д. Тектоніка та нафтогазоносність Вілюйської синеклізи та прилеглих районів за геофізичними та геологічними матеріалами. Новосибірськ: Наука, 1973. -С. 144 с.

14. Баженова ОК Бурлін ЮК Соколов БА Хаїн BE Геологія та геохімія нафти та газу. -М: МДУ, 2000. - С. 3-380.

15. Бакін В.Є., Микуленко К.І., Сітніков B.C. та ін Типізація нафтогазоносних басейнів Північно-Сходу СРСР // Осадові басейни та неф-тегазоносність. Доп. сов. геологів на 28-й сесії Міжнар. геол. конгресу. Вашингтон, липень 1989. М., 1989.-С. 54-61.

16. Бакін В.Є. Закономірності розміщення покладів газу у мезозойських та пермських відкладах Вілюйської синеклізи: Автореф. дисертації, канд. геол.-мінерал, наук. -Новосибірськ: 1979. С. 3-20.

17. Бакін В.Є., Матвєєв В.Д., Микуленко К.І. та ін Про методику регіонального вивчення та оцінки перспектив нафтогазоносності крайових зон Сибірської платформи У кн.: Літологія та геохімія осадових товщ Західної Якутії. Новосибірськ: Наука, 1975, -С. 26-45.

18. Берьозкін В.М. Застосування гравірозвідки для пошуків родовищ нафти та газу. -М.: Надра, 1973.

19. Берзін А.Г. Деякі аспекти використання принципів сейсмостратиграфії при розвідці на нафту та газ у Якутії // Сейсмостратиграфічні дослідження при пошуках родовищ нафти та газу, - Алма-Ата: Наука, 1988. - С. 196-203.

20. Берзін А.Г., Мурзов А.І., Поспєєва Н.В. Про можливість прогнозування карбонатних колекторів за даними сейсморозвідки / / Геофізичні дослідження в Якутії, - Якутськ: ЯГУ, 1992. - С.9-15.

21. Берзін А.Г, Зубаїров Ф.Б., Мурзов А.І. та ін Вивчення седиментаційної циклічності за матеріалами акустичного каротажу свердловин // Стратиграфія та тектоніка корисних копалин Якутії. - Якутськ: ЯГУ, 1992. С.89-95.

22. Берзін А.Г, Зубаїров Ф.Б., Шабалін В.П. та ін. Прогнозування продуктивного поля Талаканського родовища за комплексом геолого-геофізичних даних. // Геофізичні дослідження у Якутії.- Якутськ: ЯГУ, 1992.-С.15-23.

23. Берзін А.Г., Зубаїров Ф.Б. Встановлення циклічності осадконакопичення за даними ГІС // Геофізичні дослідження щодо геологічного будови нафтогазоносності областей Сибіру.- Новосибірськ: СНИИГГиМС, 1992. -С.89-95.

24. Берзін А.Г. Геолого-геофізичні моделі Середньовилюйського газоконденсатного родовища // Вчені записки ЯГУ. Серія: Геологія, Географія, Біологія // 60 років вищої освіти Республіки Саха (Я). - Якутськ: ЯГУ, 1994. С. 63-75.

25. Берзін А.Г., Шарова А. М. та ін. До питання про розломну тектоніку на Атияхській площі. // Геофізичні дослідження у Якутії,- Якутськ: ЯГУ, 1995.- З. 140-149.

26. Берзін А.Г., Бубнов А.В. та ін. Уточнення структурних аспектів геологічної моделі Середньовилюйського газоконденсатного родовища // Геологія та корисні копалини Якутії. Якутськ: ЯГУ, 1995. - С. 163-169.

27. Берзін А.Г., Берзін С.А. та ін До питання виділення Атиахської структури в Кемпендзяйській западині за геофізичними даними // Питання геології та гірничої справи Якутії.-Якутськ: ЯГУ, 1997,-С.47-51.

28. Берзін А.Г., Шарова А.М., Берзін С.А. та ін До питання обґрунтування закладення глибокої свердловини на Атиахській структурі в Кемпендяйській западині //

29. Геологічна будова та корисні копалини республіки Саха (Я) // Матеріали конференції. Якутськ: ЯНЦ З РАН, 1997. - С. 3-4.

30. Берзін А.Г., Бубнов А.В., Берзін С.А. До проблеми поновлення пошукових робіт у Вілюйській НУО // Наука та освіта. Якутськ: ЯНЦ З РАН, 1998. - С. 50-55.

31. Берзін А.Г., Шарова А.М. Перспективи нефтегазопоисковых робіт площі Хатинг-Юряхской гравітаційної аномалії // Геологічна будова та корисні копалини республіки Саха (Я). Якутськ: ЯГУ, 1999. - З.

32. Берзін А.Г., Бубнов А.В, Алексєєв Ф.М. Перспективи відкриття нових газоконденсатних родовищ у Вілюйській НГО Якутії // Геологія нафти та газу. 2000. -№ 5. – С. 6-11.

33. Берзін А.Г., Сітніков B.C., Бубнов А.В. Геолого-геофізичні аспекти глибинної будови Вілюйської синеклізи // Геофізика. - 2000. № 5. - С. 49-54.

34. Берзін А.Г. Деякі особливості будови родовищ Хапчагайського мегавала за результатами аналізу багатовимірної інформації // Геофізичні дослідження Якутії. Якутськ: ЯГУ, 2000. – С. 140-144.

35. Берзін А.Г. Тектонічна природа Хапчагайського та Маликай-Логлорського мегавалів Вілюйської синеклізи Якутії // Матеріали регіональної конференції геологів Сибіру та Далекого Сходу.- Томськ: 2000.- т.1.- С.93-95.

36. A3. Берзін О.Г. Нові дані про будову та газоносність Вілюйського геологічного регіону Якутії // Матеріали всеросійського з'їзду геологів та науково-практичної геологічної конференції. Санкт-Петербург: 2000. -С. 126.

37. Берзін А.Г. Розломна тектоніка Вілюйської синеклізи та нафтогазоносність // Наука та освіта. Якутськ: ЯНЦ З РАН, 2001. - № 4. - С. 28-32.

38. Берзін А.Г. Розломна тектоніка Вілюйської синеклізи у зв'язку з нафто-газоносністю // Тектоніка неогею загальні та регіональні питання // Матеріали XXXIV-ro тектонічної наради. - М: Геос, 2001.-С. 47-50.

39. Берзін А. Г. Нові дані про будову та газоносність Вілюйського геологічного регіону Якутії // Вісник Держкомгеології, - Якутськ: ЯНЦ СО РАН, 2001. №1. - С. 7-9.

40. Берзін А.Г. Особливості тектоніки осадово-порідних басейнів сходу Сибірської платформи // Нові ідеї в науках про землю // Тези доповідей V-ї міжнародної конференції. - М.: МДУ, 2001. С. 207.

41. Берзін А.Г. Еволюція нафтогазоносних басейнів та розломної тектоніки на сході Сибірської платформи // Нові ідеї в геології та геохімії нафти та газу // Матеріали V-ї міжнародної конференції. - М.: МДУ, 2001, т. 1 С. 53-55.

42. Берк К. Еволюція континентальних рифтових систем у світлі тектоніки плит. Вкн.: Континентальні рифти.-М: Світ, 1981, с. 183-187.

43. Бердичевський М.М., Яковлєв І.А. Нові методи телуричних струмів // Розвідка та охорона надр, - 1963. - № 3. - Стор. 32-37.

44. Бобров А.К., Соломон А.З., Гудков А.А., Лопатін С.С. Нові дані про геологію та нафтогазоносність Ботуобінської сідловини // Нові дані про геологію та нафтогазоносність Якутської АРСР. -Якутськ, 1974. Стор. 22-40.

45. Брід І.О. Основи вчення про нафтогазоносні басейни. - М.: Надра. 1964.

46. Буліна Л.В., Спіжарський Т.М. Гетерогенність фундаменту Сибірської платформи.

47. Тектоніка Сибіру. Новосибірськ: Наука, 1970. – т. 3. – С. 54-61.

48. Булгакова М.Д., Колодєзніков І.І. Середньопалеозойський рифтогенез на Північно

49. Сході СРСР; осадконакопичення та вулканізм. -М.; Наука, 1990.-256с.

50. Вассоєвич Н.Б., Геодекян А.А., Зорькін Л.М. Нафтогазоносні осадові басейни / / Горючі копалини: Проблеми геології та геохімії нафтидів. М.: Наука, 1972. – С. 14-24.

51. Вассоєвич Н.Б. Про поняття та термін "осадові басейни" // Бюл. Моск. о-випроб. природи. Від. геол. 1979. – Т.54, вип. 4. – С. 114-118.

52. Вассоєвич Н.Б., Архіпов А.Я., Бурлін Ю.К. та ін. Нафтогазоносний басейн-основний елемент нафтогеологічного районування великих територій // Вести. МДУ. Сер. 4. Геологія. 1970. – №5. – С. 13-24.

53. Вассоєвич Н.Б., Соколов Б.А., Мазор Ю.Р. та ін Проблеми тектоніки нафтогазоносних областей Сибіру. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1977. - С. 95-106. (Тр. ЗапСібНІГНІ, вип. 125).

54. Вейнберг М.К, Солощак М.М. Ефективність застосування прямих пошуків покладів нафти й газу Західної Якутії //Геологічні та економічні аспекти освоєння нафтогазових ресурсів Якутії. Якутськ: ЯФ З АН СРСР, 1988. - С. 17-25.

55. Висоцький І.В. Вертикальна зональність в освіті та розподілі скупчень вуглеводнів. У кн.: Генезис нафти та газу. - М: Надра, 1967. - С. 201-208.

56. Вялков В.М., Берзін А.Г. та ін Шляхи вдосконалення обробки та інтерпретації геофізичних досліджень з використанням ЕОМ // Проблеми методики пошуку розвідки та освоєння нафтогазових родовищ Якутії. - Якутськ: ЯФ З АН СРСР, 1983.-С.34-37.

57. Вітте Л.В., Одинцов М.М. Закономірності формування кристалічного фундаменту// Геотектоніка, 1973 № 1.

58. Віхерт А.В. Механізм освіти складчастості та її морфологія // Тектоніка Сибіру, тому X.I.-Новосибірськ: Наука, Сибірське відділення, 1983.С.46-50.

59. Гаврилов В.П. Загальна та регіональна геотектоніка. М.: Надра, 1986, - С.-184.

60. Гарбар Д.І. Дві концепції ротаційного походження регматичної мережі // Геотектоніка.-1987. - №1. - С.107-108.

61. Гафаров Р.А. Порівняльна тектоніка фундаменту та типи магнітних полів стародавніх платформ. М: Наука. -1976.

62. Гайдук В.В. Вілюйська середньопалеозойська рифтова система. -Якутськ: ЯФ З АН СРСР, 1988. 128 с.

63. Геоінформаційна система ПАРК (посібник користувача). Частина5. Аналіз та інтерпретація даних, - М.: Ланеко, 1999. -81 с.

64. Геоінформаційна система ПАРК (Версія 6.01) Посібник користувача. -М: Ланеко, 2000. -98с.

65. Геологічні тіла (довідник-М.: Надра, 1986).

66. Геологія СРСР. Т. 18. Західна частина Якутської АРСР. 4.1: Геологічний опис. Кн. 1-М.: Наука, 1970.-З 535

67. Геологія та корисні копалини Якутії. Якутськ: БНТІ ЯФ З АН СРСР, 1978. З 28-30.

68. Геологія нафти та газу Сибірської платформи / Ред. А.Е. Конторович, В.С. Сурков, А.А. Трофімук М.: Надра, 1981, - 552 с.

69. Гзовський М.В. Основи тектонофізики.- М.: Наука,1975.

70. Глибинна будова та тектоніка фундаменту Сибірської платформи / Е.Е. Фотіаді, М.П. Гришин, В.І. Лотишев, В.С. Сурків. У кн.: Тектоніка Сибіру. - Новосибірськ: Наука, 1980, - т. VIII. - С. 31-36.

71. Гольдшміт В.І. Регіональні геофізичні дослідження та методика їх кількісного аналізу.- М.: Надра, 1979.

72. Горнштейн Д.К., Гудков А.А., Косолапов А.І. та ін. Основні етапи геологічного розвитку та перспективи нафтогазоносності Якутської АРСР. М: Вид-во АН СРСР, 1963. -240 с.

73. Горнштейн Д.К., Мокшанцев К.Б., Петров А.Ф. Розломи східної частини Сибірської платформи // Розломна тектоніка території Якутської АРСР. Якутськ: ЯФ З АН СРСР, 1976. - З 10-63.

74. Грінберг Г.А., Гусєв Г.С., Мокшанцев К.Б. Тектоніка формування земної кори та корисні копалини Верхояно-Чукотської області. - у кн. Тектоніка території СРСР та розміщення корисних копалин. М.: Наука. - 1979.

75. Гришин М.П., П'ятницький В.К., Ремпель Г.Г. Тектонічне районування та рельєф фундаменту Сибірської платформи за геологічними та геофізичними даними // Тектоніка Сибіру. М: Наука, 1970 - Т. 3, - С.47-54.

76. Гудков А.А. Тектоніка осадового чохла Вілюйської синеклізи та прилеглих районів Передверхоянського прогину. - У кн.: Тектоніка, стратиграфія та літологія осадових формацій Якутії. Якутськ: Кн. вид-во, 1968. - С. 32-41.

77. Гусєв Г.С., Петров А.Ф., Протопопов Ю.Х. та ін Структура та еволюція земної кори Якутії. М.: Наука, 1985. – 248 с.

78. Подільність земної кори та палеонапруження в сейсмоактивних та нафтогазоносних регіонах Землі / Т.П. Білоусов, С.Ф. Куртасов, Ш.А. Мухамедієв. - М.: РАН, ОІНФЗ ім. Шмідта, 1997.

79. Дж. Вен. Райзін Класифікація та кластер (переклад з англійської). - М.: Світ, 1980. -385 с.

80. Дж. С. Девіс. Статистичний аналіз даних у геології (переклад з англійської). -М.: Надра. 1990. Т.2-426с.

81. Долицький О.В. Утворення та перебудова тектонічних структур М.: Надра, 1985.-216 с.

82. Дорман М.І., Дорман Б.Л. Будова поперечного Вілюйського мезозойського басейну. У кн.: Геологічні результати геофізичних досліджень

83. Якутської АРСР. Іркутськ: Кн. вид-во, 1972. З. 28 - 40.

84. Дорман М.І., Дорман Б.Л., Матвєєв В.Д., Сітніков B.C. Нові дані про геологічну будову та перспективи нафтогазоносності Вілюйської синеклізи. -У кн.: Пошуки та розвідка нафтових та газових родовищ у Якутській АРСР. -Якутськ: 1976, - С. 88-102.

85. Жданов М.С., Шрайбман В.І. Кореляційний спосіб поділу геофізичних аномалій,- М.: Надра,1973.

86. Забалуєв В.В. та ін. Про тектонічну будову Вілюйської синеклізи. Л.: Тр. ВНИГРІ, 1966.-Вип. 249.

87. Забалуєв В.В. Геологія та нафтогазоносність осадових басейнів Східного Сибіру. Л.: Надра, 1980. – 200 с.

88. Історія нафтогазоутворення та нафтогазононакопичення на сході Сибірської платформи // Соколов Б.А., Сафронов А.Ф., Трофимук А.А. та ін М.: Наука, 1986.164 с.

89. Карта тектонічного районування фундаменту Сибірської платформи/Редактори М.П. Гришин, В.С. Сурков.-Новосибірськ: Надра, 1979.

90. Каттерфельд Г.М. Планетарна тріщинуватість та лінеаменти // Геоморфологія.-1984,- №3.- С.3-15.

91. Клем Д.Х. Геотермічні градієнти, теплові потоки та нафтогазоносність. - У кн.: Нафтогазоносність та глобальна тектоніка / Пер, з англ. за ред. С.П. Максимова. М.: Надра, 1978. С. 176 – 208.

92. Клушин С.В. Вивчення седиментаційної циклічності за динамічними параметрами ОВ // Прикладні питання седиментаційної циклічності та нафтогазоносності. / За ред. академіка О.О. Трофімука. Новосибірськ: Наука, 1987.

93. Кнорінг JI.Д. Математичні методи щодо механізму освіти тектонічної трещиноватости.- Л.: Надра, 1969.-88 з.

94. Кобранова В.М. Фізичні властивості гірських порід. М.: 1962. – З 326-329.

95. Комплексування методів розвідувальної геофізики (довідник геофізика)/Під. ред. В.В. Бродового, А.А. Нікітіна, - М.: Надра, 1984. -384 с.

96. Конторович А.Е. Історичний прогноз при кількісній оцінці перспектив нафтогазоносності // Основні проблеми геології та геофізики Сибіру. -Новосибірськ: 1977. С. 46-57. (Тр-СНДІ1 ГіМС, вип. 250).

97. Конторович А.Е., Меленевський М.С., Трофімук А.А. Принципи класифікації седиментаційних басейнів (у зв'язку з їхньою нафтогазоносністю) // Геол. та геофіз., 1979. -№2.-С. 3-12.

98. Палеотектоніка та генезис нафти / Р. Б. Сейфуль-Мулюков. М.: Надра, 1979. С. 3202

99. Типи материкових околиць та зон переходу від континентів до океану // Ізв. АН СРСР. Сер. Геол.-1979. - N3. - С.5-18.110. Конюхів АІ

100. Косигін Ю.А. Тектоніка. - М.: Надра, 1988. 434 с.

101. Кропоткін П.М. Про походження складчастості / / Бюл. Моск. об-ва випробувачів природи. Від. геол. 1950. Т. XXV, вип. 5. – С. 3-29.

102. Кунін Н.Я. Комплексування геофізичних методів під час геологічних досліджень. М.: Надра, 1972. – С.270.

103. Левашев К.К. Середньопалеозойська рифтова система сходу Сибірської платформи // Радянська геологія. 1975. – № 10. – С. 49 -58.

104. Логачов А.А., Захаров В.П. Магніторозвідка. -Л.: Надра, 1979. -351 с.

105. Ляхова М.Є. Гравіметрична карта Якутської АРСР М-б 1:500 000 (пояснювальна записка). -Якутськ: Фонди ЯТГУ,1974.

106. Магнітотелуричні зондування горизонтально неоднорідних середовищ / М.М. Бердичевський, В.І. Дмитрієв, І.А. Яковлєв та ін. Изв. АН СРСР. Сер. Фізика землі. – 1973.- № 1.-С. 80-91.

107. Марченко В.В., Межеловський Н.В. Комп'ютерний прогноз родовищ корисних копалин. М.: Надра 990.-374 с.

108. Масайтіс В.П., Михайлов М.В., Селіванова Т.Л. Вулканізм та тектоніка Патомсько-Вілюйського середньопалеозойського авлакогену. Праці ВСЕГЕІ. Нов. сер., 1975, вип. 4.

109. Математичні методи аналізу циклічності у геології. -М: Наука, 1984

110. Матвєєв В.Д., Шабалін В.П. Умови формування покладів УВ у східній частині Вілюйської синеклізи. - У кн.: Геологія та нафтогазоносність Сибірської платформи, - Новосибірськ: Наука, 1981, - С.106-112.

111. Матвєєв В.Д., Микуленко К.І., Сітніков B.C. та ін Нові уявлення про будову нафтогазоносних територій Західної Якутії //Тектоніка та нафтогазоносність Якутії. Якутськ: ЯНЦ З АН СРСР, 1989. - С.4-17.

112. Математичні методи аналізу циклічності у геології. М: Наука, 1984

113. Мегакомплекси та глибинна структура земної кори нафтогазоносних провінцій Сибірської платформи / М.П. Гришин, В.С. Старосільцев, B.C. Сурков та інших. М.: Надра, 1987.-203 з.

114. Мельников Н.В., Асташкін В.А., Кіліна Л.І., Шишкін Б.Б. Палеогеографія Сибірської платформи у ранньому кембрії. // Палеогеографія фанерозою Сибіру. -Новосибірськ: СНИИГГиМС, 1989. З. 10-17.

115. Мегакомплекси та глибинна структура земної кори нафтогазоносних провінцій Сибірської платформи / Ред. B.C. Сурків. М.: Надра, 1987.-204 с.

117. Мігурський А.В., Старосільцев B.C. Диз'юнктивна тектоніка і нафтогазоносність // Матеріали регіональної конференції геологів Сибіру та Далекого Сходу: Тез. доп. Томськ: 2000. -Т.1. З. 166-168.

118. Мікуленко К.І., Аксіненко Н.І., Хмелевський В.Б. Історія формування структур крайових депресій Сибірської платформи // Тр. СНИИГГиМС.-Новосибірськ, 1980. Вип. 284. – С. 105-115.

119. Мікуленко К.І. Порівняльна тектоніка мезозойських депресій Сибіру// Тектоніка нафтогазоносних відкладень Сибірської платформи. Новосибірськ:1. СНИИГГиМС, 1983. З. 5-22.

120. Мікуленко К.І. Тектоніка осадового чохла крайових депресій Сибірської платформи (у зв'язку з нефтегазоносностью) //Тр. ІГіГ З АН СРСР. Новосибірськ: Наука, 1983. – Вип. 532 - С.89-104.

121. Мікуленко К.І., Сітніков B.C., Тіміршин К.В., Булгакова М.Д. Еволюція структури та умов нафтогазоутворення осадових басейнів Якутії. Якутськ: ЯНЦ З РАН, 1995.-С.168.

122. Мілановський Є.Є. Рифтові зони континентів. М.: Надра, 1976. – 227 с.

123. Мілановський Є.Є. Рифтові зони геологічного минулого та еволюція рифтогенезу в історії Землі. // Роль рифтогенезу у геологічній історії Землі. -Новосибірськ: Наука, 1977. С. 5-11.

124. Мілановський Є.Є. Рифтогенез історія Землі (рифтогенез на древніх платформах). М.: Надра, 1983. – 280 с.

125. Москвитін І.Є., Сітніков B.C., Протопопов Ю.Х. Будова, розвиток та нафтогазоносність Сунтарського підняття //Тектоніка та нафтогазоносність Якутії. -Якутськ: ЯФ З АН СРСР, 1989. - С. 59-67.

126. Мокшанцев К.Б., Горнштейн Д.К., Гусєв Г.С. та ін. Тектоніка Якутії. -Новосибірськ: Наука, 1975. 196 с.

127. Мокшанцев К.Б., Горнштейн Д.К., Гусєв Г.С, Деньгін Е.В., Штех Г.І. Тектонічну будову Якутської АРСР. М.:, Наука, 1964. 240 с.

128. Нейман В.Б. Питання методики палеотектонічного аналізу у платформних условиях.- М.: Госгеолтехиздат, 1962.-С.85.

129. Нікітін А.А. Теоретичні засади обробки геофізичної інформації. М., Надра, 1986.

130. Миколаївський А.А. Глибинна будова східної частини Сибірської платформи та її обрамлення. - М: Наука, 1968. - 183 с.

131. Основні питання геотектоніки. / Білоусов В.В. М., Госгеолтехіздат, 1962. С.-609.

132. Основи геології СРСР/Смирнова М.М. - М: Вища школа, 1984.С. 108-109.

133. Парфьонов JT.M. Континентальні околиці та острівні дуги мезозоїд Північного Сходу СРСР. - Новосибірськ: Наука, 1984.-192 с.

134. Парфьонов JI.M. Тектонічна еволюція земної кори Якутії / / Наука та освіта, № 1, 1997. С.36-41.

135. Пасуманський І.М. Будова фундаменту східної частини Сибірської платформи на основі аналізу геолого-геофізичних матеріалів. Дис. на соїск. уч. ст. к. г-м. н. Л.1970.

136. Пейве А.В. Загальна характеристика - класифікація та просторове розташування глибинних розломів. Найголовніші типи розломів. Изв. АН СРСР, сер.геол., 1056 №1, с. 90-106.

137. Пейве А.В. Принцип успадкованості у тектоніці // Изв. АН УРСР. Сер. геол. -1956. - №6. - С. 11-19.

138. Поспєєв В.І. Результати регіональних магнитотеллурических досліджень, у південній частині Сибірської платформи // Геофізичні дослідження Сибірської платформи.- Іркутськ: 1977. З. 58-66.

139. Прогноз родовищ нафти та газу / А.Е. Конторович, Е. Фотіаді, В.І. Дьомін ідр.-М.: Надра, 1981.-350 с.

140. Провідників Л.Я. Про тектонічну будову фундаменту Алданського щита у світлі геологічної інтерпретації даних великомасштабної аеромагнітної зйомки // Тектоніка Якутії. М., Наука, 1975.

141. Провідників Л.Я. Фундамент платформних областей Сибіру. Новосибірськ: Наука, 1975.

142. Протопопов Ю.Х. Тектонічні комплекси платформного чохла Вілюйської синеклізи, - Якутськ: ЯНЦ СО РАН, 1993. -45с.

143. Протопопов Ю.Х. Співвідношення структур чохла Вілюйської гемісинеклізи (у зв'язку з нафтогазоносністю) // Геологія та геохімія нафтогазоносних та вугленосних районів Якутії, - Якутськ: ЯФ СО АН СРСР, 1987. С.37-43.

144. Пущаровський Ю.М. Приверхоянський крайовий прогин та мезозоїди Північно-Східної Азії // Тектоніка СРСР, - М.: Вид-во АН СРСР, 1960 Т. 5, - С. 236.

145. П'ятницький В.К, Ремпель Г.Г. Рельєф поверхні кристалічного фундаменту Сибірської платформи// Докл. АН СРСР 1967. - Т. 172, - № 5.

146. П'ятницький В.К. Рельєф фундаменту та структури чохла Сибірської платформи // Геологія та геофізика. - 1975, - № 9. С. 89-99.

147. Розломна тектоніка території Якутської АРСР/За ред. К.Б. Мокшанцева. -Якутськ: ЯФ З АН СРСР, 1976. - 173 с.

148. Рання історія Землі. М., Світ, 1980.

149. Рівнин Л.І., Семенович В.В., Трофімук А.А. Карта тектонічного районування Сибірської платформи масштабу 1: 2500000. Новосибірськ: СНДІГГіМС, 1976.

150. Рівнин JI.І, Семенович В.В, Трофимук А.А. Структурна карта Сибірської платформи на поверхні кристалічного фундаменту масштабу 1: 2500000. Новосибірськ, вид. СНДІГГіМС, 1976.

151. Родіонов Д.А. Статистичні методи розмежування геологічних об'єктів за комплексом ознак. М.: Надра, 1998. - №2

152. Савінський К.А. Глибинна структура Сибірської платформи за геофізичними даними. М.: Надра, 1972.

153. Савінський К.А. Фундамент Сибірської платформи// Соляна тектоніка Сибірської платформи. Новосибірськ: Наука, 1973, - З. 5-13.

154. Савінський К.А., Савінська М.С., Яковлєв І.А. Вивчення похованої поверхні фундаменту Сибірської платформи за даними комплексних геофізичних досліджень. //Тр. Моск. ін-та нефт. та газ. пром-ти, 1980

155. Савінський К.А, Волхонін B.C. та ін Геологічна будова нафтогазоносних провінцій східного Сибіру за геофізичними даними. М.: Надра, 1983. 184 с.

156. Савінський К.А та ін. Геологічна будова нафтогазоносних провінцій Східного Сибіру за геофізичними даними. -М; Надра, 1983.

157. Сафронов А.Ф. Геологія та нафтогазоносність північної частини Передверхоянського прогину. Новосибірськ: Наука, 1974. – 111 с.

158. Сафронов А.Ф. Історико-генетичний аналіз процесів нафтогазоутворення Якутськ: ЯНЦ СО РАН, 1992, - С. 137.

159. Сафронов А.Ф. Геологія нафти та газу. -Якутськ: ЯНЦ З РАН, 2000. -163 с.

160. Серьоженков В.Г., Берзін А.Г. Удосконалення методик польових сейсмо-розвідувальних робіт на нафту і газ у Якутії // Проблеми методики пошуку розвідки та освоєння нафтогазових родовищ Якутії, - Якутськ: ЯФ СО АН СРСР, 1983.-С.27.

161. Сітніков B.C., Берзін А.Г. Основні етапи становлення та розвитку структурної геофізики на нафту та газ у Якутії // Геофізичні дослідження у Якутії. -Якутськ: ЯГУ, 2001.-С. 121-129.

162. Сластенов Ю.Л. Геологічний розвиток Вілюйської синеклізи та Передверхоянського прогину в пізньому палеозої та мезозої // Мінералогія, тектоніка та стратиграфія складчастих районів Якутії. Якутськ: ЯГУ, 1984. -С. 107-116.

163. Сластенов Ю.Л. Стратиграфія мезозойських відкладень Вілюйської синеклізи та Передверхоянського прогину у зв'язку з їхньою нафтогазоносністю. Дисертація, док. геол.-мінерал, наук. - Санкт-Петербург: 1994, - 380 с.

164. Словник з геології нафти та газу. JL: Надра, 1988

165. Сучасна геодинаміка та нафтогазоносність / В.А. Сидоров, М.В. Багдасарова, С.В. Атанасян та ін - М.: Наука, 1989, - 200с.

166. Соколов Б.А. Еволюція та нафтогазоносність осадових басейнів. - М.: Наука, 1980. - 225 с.

167. Соколов Б.С. Еволюційно-динамічні критерії оцінки нафтогазоносності надр. М.: Надра, 1985. – 168 с.

168. Сорохтін О.Г. Всесвітня еволюція Землі. М., Наука, 1974.

169. Структурна карта Сибірської платформи поверхнею кристалічного фундаменту (м-б 1:2500000) / Гол. редактори Рівнин Л.І., Семенович В.В., Трофімук О.О. Новосибірськ: 1976.

170. Структурна схема Західної Якутії поверхнею кристалічного фундаменту / Гол. ред. В.В. Забалуєв. Д.: ВНИГРІ, 1976.

171. Структура та еволюція земної кори Якутії / Гусєв Г.С., Петров А.Ф., Фрадкін Г.С. та ін М.: Наука, 1985. – 247 с.

172. Ступакова А. В. Розвиток басейнів Баренцевоморського шельфу та їх нафтогазоносність. Авт. дисертації на здобуття док. г-хв. наук. М: МДУ, 2001.-309 с.

173. Тектоніка східної частини Сибірської платформи. : Якутськ, 1979. С. 86-98.

174. Тектонічна схема Якутії/М.В. Михайлов, В.Б. Спектор, І.М. Фрумкін. -Новосибірськ: Наука, 1979.

175. Тектоніка Якутії/К.Б. Мокшанців, Д.К. Горнштейн, Г.С. Гусєв та ін - Новосибірськ: Наука, 1975. 200 с.

176. Тіміршин К.В. Розривні порушення північного схилу Алданської антеклізи// Тектоніка і нафтогазоносність Якутії. Якутськ: ЯНЦ З АН СРСР, 1989. - С. 108117.

177. Трофимук А.А., Семенович В.В. Структурна мапа поверхні кристалічного фундаменту Сибірської платформи. Новосибірськ: СНИИГГиМС, 1973.

178. Тяпкін К.Ф., Нівелюк Т.Т. Вивчення розломних структур геолого-геофізичними методами М: Надра, 1982. - 239 с.

179. Тяпкін К.Ф. Фізика землі. - Кшв: Наукова думка, 1998, - 230 с.

180. Тяпкін К.Ф. Вивчення тектоніки докембрію геолого-геофізичними методами. -М: Надра, 1972,-С. 259.

181. Фрадкін Г.С. Геологічна будова та перспективи нафтогазоносності західної частини Вілюйської синеклізи. М.: Наука, 1967. З. 124.

182. Фрадкін Г.С. До питання тектонічному будову Сунтарського підняття // Матеріали з геол. і поліз, копалин. Якутській АРСР. Якутськ: - Вип. VI. -1961. – С. 71-81.

183. Хаїн В.Є., Соколов Б.А. Сучасний стан та подальший розвиток вчення про нафтогазоносні басейни. // Сучасні проблеми геології та геохімії корисних копалин. М: Наука, 1973.

184. Хаїн В.Є. Глибинні розломи: основні ознаки, принципи класифікації та значення у розвитку земної кори // Изв. вишів. Геол. та розвід.- 1963- № 3.

185. Хаїн В.Є. Спільна геотектоніка. М.: Надра, 1973. – 511 с.

186. Хмелевський В.Б. Структурні умови прогнозу пасток неантиклінального типу у Вілюйській гемісінеклізі // Тектоніка та нафтогазоносність Якутії. Якутськ: ЯНЦ З АН СРСР, 1989. - С. 155-158.

187. Чебаненко І.І. Про орієнтацію ротаційних тектонічних напруг на території України у ранні геологічні періоди // Докл. АН УРСР. Сер. Б.-1972. -№ 2. -С. 124-127.

188. Черемісіна О.М., Мітракова О.В. Методичні рекомендації щодо вирішення завдань прогнозу корисних копалин із застосуванням ГІС INTEGRO.-M.: ВНИИгеосистем, 1999,-34с.

189. Шатський Н.С. Про тривалість складкоутворення та фази складчастості // Изв. АН СРСР. Сер. геол. 1951. - № 1.-С. 15-58.

190. Шавлінська Н.В. Нові дані про глобальну сітку розломів на платформах // Доп. АН СРСР. 1977.-Т. 237 №5.-С. 1159-1162.

191. Шпунт Б.Р. Пізньодокембрійський вулканогенно-осадовий літогенез на Сибірській платформі, - у кн.: Еволюція осадового процесу на континентах та океанах. Новосибірськ: 1981. С. 83-84.

192. Шпунт Б.Р., Аброскін Д.В., Протопопов Ю.Х. Етапи формування земної кори та докембрійський рифтогенез на північному сході Сибірської платформи // Тектоніка Сибіру. Т. ХІ. Новосибірськ: Наука, 1982. – С. 117-123.

193. Швець П.А. 1963р. Листи 51-XI.ХП, 52-УП, У111,1 X.

194. Штех Г.І. Про докембрійський фундамент Вілюйської западини // Матеріали з геол. і поліз, копалин. Якутській АРСР, Вип. XI.- Якутськ: 1963.- С. 18-27.

195. Штех Г.І. Глибинна будова та історія тектонічного розвитку Вілюйської западини. М.: Наука, 1965. – 124 с.

196. Шуткін А.Є, Волхонін В.С, Козирєв B.C. Геологічні результати сейсморозвідки у Вілюйській синеклізі // Радянська геологія, 1978 № 2. С. 142-148.

197. Еволюція структури та умов нафтогазоутворення осадових басейнів Якутії / Мікуленко К.І., Сітніков B.C., Тіміршин К.В., Булгакова М.Д. Якутськ: ЯНЦ З РАН, 1995-168 с.

198. Fairhead JD, Stuart G.W. Seismicity of East African rijt system comparison with orther continental r"ifts // Continental and oceanic rifts.-Washington and Boulder, 1982.-P. 41-6

199. Kasser M., Ruegg J., Lepine J. Сучасні деформації рифту Ассаль (Джибутті) після сейссмовулканічної кризи 1978// С.г. 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, Vol. 67 № 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 В., Ritter В. Геодезичні виміри деформацій земної поверхні протягом сучасного рифтового процесу на північному сході Ісландії // J. Geophs. 1985. Vol.55, N1 Р.24-351. Фондова література

204. Берзін А.Г., Мурзов А.І. Методичні рекомендації щодо комплексної інтерпретації геолого-геофізичних матеріалів на ЕОМ. -Якутськ: 1990, Фонди ЯГТ.

205. Берзін А.Г., Алексєєв Ф.М. та ін. Звіт з госпдоговірних робіт на тему 10/99 "Прогнозна оцінка потенційно газоносних територій Вілюйської НУО на основі передових методик та технологій". -Якутськ: Росгеолфонди, 2001.

206. Гашкевич В.В. Вивчення структурних ускладнень у районі Вілюйського максимуму dG. Звіт партій 7/62-63 та 8/62-63. - Якутськ: 1964.

207. Дорман М.І., Дорман Б.Л. Звіт про результати робіт дослідно-виробничої партії (Дослідно-виробнича партія № 10/71-72). - Якутськ: Росгеолфонди, 1972.

208. Жукова Л.І., Оксман С.С. Звіт про результати гравіметричної зйомки м-ба 1:50000, -Якутськ: Росгеолфонди, 1986.

209. Забалуєв В.В., Грубов Л.А. та ін Вивчення геологічної будови та нафтогазоносності Вілюйської синеклізи та Передверхоянського прогину та визначення основних напрямів на нафту та газ. -Ленінград: ВНИГРІ, 1975.

210. М'ясоїдов Н.К. Звіт про результати робіт МОГТ на Атіахській площі за 1988-1989 рр. (Атияхська с/п № 18/88-89). -Якутськ: Росгеолфонди, 1989.

211. Парфьонов М.А., Бубнов А.В. Комплексна обробка геолого-геофізичних матеріалів та переоцінка запасів УВ базових покладів Середньовилюйського газоконденсатного родовища. - Якутськ: Росгеолфонди, 1990.

212. Синська М.С. Картування розривної тектоніки та вивчення структури мезозойських відкладів Вілюйської синеклізи. Звіт партії 30/74-75. Якутськ: 1976.

213. Фафлей А.Ф. Звіт про результати сейсмічних робіт на Хапчагайській площі за 1984-1985 р.р. С/партія 18/84-85. -Якутськ: Росгеолфонди, 1986.1. РОСІЙСЬКА ВЙ5ЛІ0ТЕКАо iOfSY-o -02

Зверніть увагу, наведені вище наукові тексти розміщені для ознайомлення та отримані за допомогою розпізнавання оригінальних текстів дисертацій (OCR). У зв'язку з чим у них можуть бути помилки, пов'язані з недосконалістю алгоритмів розпізнавання. У PDF файлах дисертацій та авторефератів, які ми доставляємо, таких помилок немає.

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА

Вілюйська синекліза- Друга за величиною на Сибірській платформі. Вона розташована на сході платформи і примикає до Передверхоянського крайового прогину. На півночі та півдні вона обмежена схилами Анабарського масиву та Байкало-Алданського щита, а на заході та південному заході поступово переходить в Ангаро-Ленський прогин. До кордонів її з прилеглими структурами приурочені розломи та флексуроподібні перегини.

Вілюйська синекліза виникла у мезозої. Глибина її у найбільш зануреній частині сягає 7 км. В основі вона виконана товщею нижнього палеозою та силурійських відкладень загальною потужністю не менше 3 км. На цій давній товщі лежить потужна товща мезозойських, в основному континентальних, відкладень, потужність яких у центрі синеклізи досягає 4 км.

Осадовий покрив синеклізи загалом порушений слабо. У її осьової частини на південному заході відомі так звані Кемпендяйські соляні бані. Пологі брахіантиклінальні складки встановлені в нижній течії нар. Вилюя.

СТРАТИГРАФІЯ

Породи докембрія у Вілюйській синеклізі поки що ніде не розкриті. Дуже обмежене уявлення про нижньопалеозойські, а також про силурійські відкладення синеклізи. Про їх склад у межах синеклізи поки що судять лише за одновіковими породами, що виступають у прилеглих структурах.

Девонські відкладення відзначені в районі соляних куполів Кемпендяйських. До них умовно відносять товщу червонокольорових алевролітів, глин, пісковиків та мергелів зі штоками гіпсу та кам'яної солі. Загальна потужність цієї товщі 600-650 м. У тому ж районі на девонських відкладах залягає товща брекчий, вапняків, мергелів і глин, які також умовно приймаються за пермсько-тріасові відкладення.

Юрські відкладення Вілюйської синеклізи представлені всіма трьома відділами. Залягають вони різних породах палеозою.

Нижня юра починається континентальною товщею - конгломератами, галечниками, пісками, пісковиками та прошарками бурого вугілля. Вище залягає морська піщано-глиниста товща.

Середня юра на півночі та сході синеклізи представлена морськими відкладеннями – пісками та пісковиками з фауною амонітів та пелеципод, на півдні та у внутрішніх частинах – континентальними утвореннями – пісковиками, алевролітами та пластами вугілля.

Верхня юра синекліз повністю складена континентальними вугленосними відкладеннями - пісками, пісковиками, глинами і пластами вугілля.

Потужність окремих товщ юрських відкладень у різних частинах синеклізи неоднакова. Загальна потужність їх коливається від 300 до 1600 м-коду.

Крейдяна система представлена нижнім та верхнім відділами. Нижній відділ пов'язаний поступовими переходами із верхньою юрою. Виражений він вугленосною товщею – пісками, пісковиками, прошарками глин та пластами бурого вугілля. Потужність відкладень цього відділу у центральній частині синеклізи досягає 1000 м.

Верхній відділ крейди також складений уламковими породами з рослинними рештками та тонкими лінзами вугілля. Потужність порід, що його складають, також до 1000 м.

З молодіших порід синеклізи на водороздільних просторах її розвинені плиоцен-четвертичние відкладення - глини, суглинки, піски, галечники. Потужність цих відкладень до 15 м. Поширені також алювіальні та інші четвертинні відкладення.

Вступ
Знаходиться у південно-східній частині СП, загальна потужність чохла у межах досягає 8 км. З півночі вона межує з Анабарським масивом, з півдня - Алданським щитом, на південному заході через сідловину зчленовується з Ангаро-Ленським прогином. Східний кордон із Приверхоянським передовим прогином найменш виразний. Синеклізу виконано палеозойськими, мезозойськими та кайнозойськими опадами. У центральній її частині розташований Уринський авлакоген північно-східного простягання, виконаний, ймовірно, рифейськими породами. На відміну від Тунгуської синеклізи Вілюйська найбільш активно розвивалася в мезозої (починаючи з Юри). Палеозойські відкладення представлені тут головним чином кембрійськими, ордовикськими, частково девонськими та нижньокам'яновугільними утвореннями. На цих породах з розмивом залягають юрські відкладення, що містять в основі базальні конгломерати. У складі синекліз виділяють ряд западин; (Лунхінська, Ыгиаттинская, Кемпедяйська і поділяючих їх валоподібних піднять (Сунтарське, Хапчагайське, Наманінське).) Найбільш повно вивчені за допомогою геофізичних методів і буріння Сунтарське підняття і Кемпедяйська западина.
Сунтарське валоподібне підняття відбиває в осадовому чохлі піднятий горст фундаменту. I Кристалічні породи фундаменту розкриті на глибині 320-360 м, ними залягають нижньоюрські відкладення. Схили підняття складені палеозойськими породами, що поступово виклинюються до склепіння. Амплітуда підняття за мезозойськими відкладами 500 м. Кемпедяйська западина (прогин) розташовується на південний схід від Сунтарського підняття. Вона складена нижньопалеозойськими, девонськими, нижньокам'яновугільними та мезозойськими утвореннями загальною потужністю до 7 км. Особливість западини – наявність соляної тектоніки. Кам'яна сіль кембрійського віку утворює тут соляні бані з кутами падіння крил до 60 °, сильно розбиті порушеннями. У рельєфі соляні куполи виражені невеликими височинами заввишки до 120 м-коду.
Глибинна будова та геофізичні поля
Потужність кори в районах з неглибоким заляганням фундаменту перевищує 40 км, а на Алдано-Становому та Анабарському виступах сягає 45-48 км. У великих западинах потужність кори менша і зазвичай не досягає 40 км (Єнісей-Хатангська, південна частина Тунгуської), а у Вілюйській - навіть 35 км, але в північній частині Тунгуської синеклізи становить 40-45 км. Потужність осадової маси варіює від 0 до 5 і навіть до 10-12 км у деяких глибоких западинах і авлакогенах.
Розмір теплового потоку вбирається у 30-40, а місцями навіть 20 мВт/кв.м. В околицях платформи щільність теплового потоку зростає до 40-50 мВт/кв. м., а південно-західної частини Алдано-Станового щита, куди проникає східне закінчення Байкальської рифтової зони, навіть до 50-70 мВт/кв. м.

Будова фундаменту та етапи його формування

Алдано-Становий щит складний в основному архейськими і меншою мірою нижньопротерозойськими метаморфічними та інтрузивними утвореннями. У південній половині щита дорифейський фундамент прорваний палеозойськими та мезозойськими інтрузіями.
У будові фундаменту виділяють два основних мегаблоки – північний Алданський і південний Становий, розділені зоною Північно-Станового глибинного розлому. Найбільш повний розріз вивчено в Алданському мегаблоці, де виділяють 5 комплексів. Його центральна та східна частини складає потужний алданський комплекс архея, що зазнав метаморфізму гранулітового ступеня.
Нижня ієнгрська серія складена товщами мономінеральних кварцитів і високоглиноземистих (силліманітових і кордієрит-біотитових) гнейсів і сланців, що перешаровуються з ними, а також гранат-біотитових, гіперстенових гнейсів і амфіболітів. Видима потужність перевищує 4-6 км.
Деякі геологи виділяють у її основі щорівську свиту, складену метаморфітами базит-ультрабазитового складу.
Тимптонська серія, що налягає на ієнгрську з ознаками незгоди, характеризується широким розвитком гіперстенових гнейсів та кристалічних сланців (чарнокитів), двопіроксенових гранатових гнейсів, а також кальцифірів граморів (5-8 км). Вищележача джелтулінська серія складена гранат-біотитовими, діопсидовими гнейсами, улітами з прошарками мармурів та графітових сланців (3-5 км). Загальна потужність Алданського комплексу оцінюється у 12-20 км.
У Звєрєвсько-Сутамському блоці, що примикає до зони Північно-Станового шва, присутній курультино-гонамський комплекс; гранат-піроксенових та піроксен-плагіоклазових кристалічних сланців, що утворилися при глибокому метаморфізмі основних та ультраосновних вулканітів з прошарками кварцитів, гнейсів та тілами габроїдів, піроксенітів та перидотитів. Одні дослідники паралелізують цей комплекс суттєво базит-ультрабазитового складу з різними частинами Алданського, інші припускають, що він підстилає останній, причому на думку деяких геологів, ще нижче, судячи з 1 ксенолітів, має бути протокора плагіоамфіболіт-гранітогнейсового складу.
Час накопичення порід алданія близько до 3,5 млрд. років, яке гранулітового метаморфізму - до 3-3,5 млрд. років, й у цілому його формування відбувалося у ранньому археї.
Молодшим є троговий комплекс, що займає численні вузькі, грабенообразные прогини, накладені ранньоархейські освіти західної частини Алданського мегаблоку. Комплекс представлений вулканогенно-осадовими товщами потужністю 2-7 км, метаморфізованими в умовах зеленосланцевої та амфіболітової фацій. Вулканіти виражені метаморфізованими лавами переважно основного складу в нижній і кислого у верхній частині розрізу, осадові утворення fc кварцитами, метаконгломератами, хлорит-серицитовими і чорними вуглецевмісними сланцями, мармурами, залізистими кварцитами, з якими пов'язані.
Формування трогового комплексу відбувалося у пізньому археї (2,5-2,8 млрд. років тому).
У південно-західній частині Алданського мегаблоку на породах трогового комплексу та давніших товщах архея трансгресивно залягає удоканський комплекс (6-12 км), що виконує широкий брахісинклінальний Кодаро-Удоканський прогин протоплатформного типу. Він складний слабко метаморфізованими теригенними відкладеннями – метаконгломератами, метапісчаниками, кварцитами, метаалевролітами, глиноземистими сланцями. До верхньої, слабко незгодно залягає серії приурочений 300-метровий обрій медистих пісковиків, що є продуктивною товщею найбільшого стратиформного Удоканського мідного родовища. Нагромадження удоканського комплексу відбувалося 2,5-2 млрд років тому. Розвиток прогину завершився 1,8-2 млрд років тому перед становленням величезного Кодарського лополита, переважно складеного порфировидными калієвими гранітами, близькими до рапаківі.
Важливу роль в відокремленні Алданського та Станового мегаблоків відіграють великі масиви анортозитів та пов'язаних з ними габроїдів та піроксенітів пізньоархейського та (або) ранньопротерозойського віку, які впровадилися вздовж зони Північно-Станового глибинного розлому.
Нижньодокембрійські утворення Анабарського виступу виражені породами анабарського комплексу, метаморфізованими в умовах гранулітової фації. У цьому комплексі виділяються 3 серії загальною потужністю 15 км. Нижня далдинська серія складена двопіроксеновими та гіперстеновими плагіогнейсами (ендербітоїдами) та гранулітами, з прошарками високоглиноземистих сланців та кварцитів у верхах; верхньоанабарська оточення, що залягає вище, також складена гіперстіновими та двопіроксеновими плагіогнейсами, а верхня - хапчангська серія поряд з цими ортопородами включає пачки первинно-теригенних та карбонатних порід - біотит-гранатових, силіманітових, коррамитових, коррамитових гдер. Загалом за первинним складом і ступенем метаморфізму порід Анабарський комплекс можна порівняти з алданським або алданським і курультино-гонамським разом узятими. Найдавніші цифри радіологічного віку (до 3,15-3,5 млрд років) дозволяє відносити утворення анабарського комплексу до раннього архею.
Будова фундаменту СП виявляє ряд істотних відмінностей від такого ВЕП. До них відносяться широке площеве поширення нижньоархейських утворень гранулітової фації (замість вузьких гранулітових поясів у ВЕП), дещо молодший вік і ближчий до рифтових тип структур «трогів» СП порівняно з архейськими зеленокам'яними поясами ВЕП, незначний розвиток ранньопротерозойських зон протоге території СП.
Пермсько-мезозойські газоносні та газоконденсатні комплекси Вілюйської синеклізи та Приверхоянського прогину

Нафтогазоносні геологічні системи цих регіональних структур об'єднуються в Лено-Вілюйську нафтогазоносну провінцію (НГП), до якої включені Лено-Вілюйська, Приверхоянська та Лено-Анабарська нафтогазоносні області (НГО). На відміну від родовищ Непско- Ботуобінської антеклізи та Предпатомського прогину, які локалізуються у відкладах венду та нижнього кембрію, у Лено-Вілюйській НГП продуктивні горизонти відомі у верхньопалеозойсько-мезозойських відкладах, тому в геологічній літературі кембрійську НГП та Лєно-Вілюйську перм-мезозойську НГП.
Продуктивні горизонти Лєно-Вілюйської НГП пов'язані з теригенними відкладеннями верхньопермського, нижньотріасового та нижньоюрського продуктивних комплексів.
Верхньопермський продуктивний комплекс, представлений товщею піщаників, алевролітів, аргілітів, вуглекислих аргілітів і пластів кам'яного вугілля, екранізується глинистою товщею неджелінської почти нижнього тріасу. Усередині комплексу залягає кілька продуктивних горизонтів, розкритих багатьох родовищах. Було доведено, що пермські відкладення Хапчагайського мегавала є єдиною газонасиченою зоною, що характеризується аномально високими пластовими тисками, що перевищують на 8-10 МПа гідростатичні. Цим пояснюються притоки газу, що фонтанують, отримані в ряді свердловин: вкв. 6-1 млн. м 3 /добу, вкв. 1-1,5 млн. м 3 /добу, вкв. 4 – 2,5 млн. м 3 /сут. Основні колектори - кварцові пісковики, що складають великі лінзи, у яких формуються гомогенні поклади газу без підошовних вод.
Нижньотріасовий продуктивний комплекс потужністю до 600 м представлений товщею переважно піщаного складу. Усі породи-колектори зосереджені в розрізі таганджинської почти перекритої глинистим екраном порід мономської почти. У межах Хапчагайського мегавала у складі комплексу виділяються продуктивні горизонти і в розрізі таганджинської, і в розрізі аргіліт-алевролітової мономської світ.
Нижньоюрський продуктивний комплекс потужністю до 400 м складний пісковиками, алевролітами та аргілітами. Він перекритий аргіліт-глинистою товщею сунтарської почту. У комплексі виділено дев'ять продуктивних горизонтів. Він перекритий глинистою товщею сунтарської почту.
Піщано-алевролітові відкладення середньої та верхньої юри також надійно екрановані глинисто-піщаною пачкою мирикчанської почту верхньої юри. З цих відкладень отримані припливи газу, що обнадіюють.
У крейдовій частині розрізу надійних екранів немає. Вони представлені континентальними вугленосними відкладеннями.
Вілюйська синекліза
У східній частині Вілюйської синеклізи розташована Лено-Вілюйська нафтогазоносна область. Вона містить, найімовірніше, кембрійські поклади вуглеводнів і за своєю природою має ставитись до Лено-Тунгуської нафтогазоносної провінції. У межах Лєно-Вілюйської НТО відкрито 9 родовищ.
Єнісейсько-Анабарська газонафтоносна провінція - розташована на півночі Красноярського краю та Західної Якутії. Площа 390 тисяч км2. Включає Єнісейсько-Хатангську газоносну та Лено-Анабарську перспективну нафтогазоносну області. Найбільш значні газоконденсатні родовища Північно-Соленінське, Пелятикінське та Дерябінське. Планомірні пошуки нафти і газу почалися в 1960. Перше родовище газу відкрито в 1968. До 1984 виявлено 14 газоконденсатних та газових родовищ на території Танамсько-Малохетського, Рассохінського та Балахнінського мегавалів та Центрально-Таймирського прогину. Єнісейсько-Анабарська газонафтоносна провінція розташована в зоні тундри. Основні шляхи сполучення - Північний морський шлях та річки Єнісей та Олена. Автомобільні та залізницівідсутні. Газ видобувається на родовищах Танамсько-Малохетського мегавала для постачання м. Норильськ.
Тектонічно провінція пов'язана з Єнісейсько-Хатангським та Лено-Анабарським мегапрогинами. На півночі та сході вона обмежена Таймирською та Верхоянсько-Чукотською складчастими областями, на півдні – Сибірською платформою, на заході розкривається у Західно-Сибірську нафтогазоносну провінцію. Фундамент гетерогенний, представлений метаморфізованими породами докембрію, нижнього та середнього палеозою. Осадовий палеозойський-мезокайнозойський чохол на основній території провінції досягає потужності 7-10 км, а в окремих, найбільш прогнутих ділянках, 12 км. Розріз представлений 3 великими комплексами відкладень: середньопалеозойським карбонатно-теригенним з евапоритовими товщами; верхньопалеозойським теригенним; мезозойсько-кайнозойським теригенним. В осадовому чохлі встановлені склепіння, мегавали та вали великої амплітуди, розділені прогинами. Усі виявлені газоконденсатні та газові родовища приурочені до теригенних відкладів крейдяного та юрського віку. Основні перспективи нафтогазоносності пов'язуються з верхньопалеозойськими та мезозойськими відкладеннями у західних та з палеозойськими товщами у східних районах провінції. Продуктивні горизонти залягають в інтервалі глибин 1-5 км та більше. Поклади газу пластові, пластово-масивні склепіння. Робочі дебіти газових свердловин високі. Гази крейдяних та юрських відкладів метанові, сухі, з підвищеною жирністю, з низьким вмістом азоту та кислотних газів.

Середньовілюйське газоконденсатне родовище розташоване за 60 км на схід від м. Вілюйська. Відкрито у 1965 р., розробляється з 1975 р. Приурочено до брахіантикліналі, що ускладнює Хапчагайське склепіння. Розміри структури за юрськими відкладами 34x22 км, амплітуда 350 м. Газоносні пермські, тріасові та юрські породи. Колектори - пісковики з прошарками алевролітів, не витримані площею і окремих ділянках заміщаються щільними породами. Родовище багатопластове. Основні запаси газу та конденсату зосереджені в нижньому тріасі та приурочені до високопродуктивного горизонту, що залягає у покрівельній частині усть-кельтерської почту. Глибина залягання пластів 1430-3180 м. Ефективна товщина пластів 3,3-9,4 м, товщина основного продуктивного пласта нижнього тріасу до 33,4 м. Пористість пісковиків 13-21,9 %, проникність, 16-1,2 мкм. ГВКна відмітках від -1344 до -3051 м. Початковий пластовий тиск 13,9-35,6 МПа, t 30,5-67°С. Вміст стабільного конденсату 60 г/м. Склад газу, %: СН90,6-95,3, N 2 0,5-0,85, 0,3-1,3.
Поклади пластові масивні склепіння та пластові літологічно обмежені. Вільний газ - метановий, сухий, з низьким вмістом азоту та кислих газів.
Промислова газонафтоносність приурочена до верхньопалеозойсько-мезозойських осадових відкладень, представлених чергуванням теригенних порід і вугілля і що включає три газонафтоносні комплекси: верхньопермсько-нижньотріасовий, нижньотріасовий і нижньоюрський.
Стародавніші товщі у внутрішніх зонах провінції вивчені слабо через глибоке залягання.
Верхньопермсько-нижньотріасовий (непсько-неджелінський) ГНК розвинений на більшій частині провінції та представлений перешаровуванням пісковиків, алевролітів, аргілітів та вугілля. Зональною покришкою є аргіліти в низах тріасу (неджелінська оточення), які мають фаціально нестійкий склад і на значних ділянках опісчанюються, втрачаючи властивості, що екранують. Комплекс продуктивний на Хапчагайському піднятті (Середневилюйське, Толонське, Мастахське, Соболох-Неджелінське родовища) та на північно-західній монокліналі Вілюйської синеклізи (Середньотюнгське родовище); з ним пов'язано 23% розвіданих запасів газу Лєно-Вілюйської ГНП. Глибина газоконденсатних покладів від 2800 до 3500 м, характерне повсюдне поширення аномально високих пластових тисків.
Нижньотріасовий (таганджинсько-мономський) ДНК представлений пісковиками, що чергуються з алевролітами, аргілітами, вугіллям. Піщано-алевролітовий колектор за фізичними параметрами нестійкий, погіршується до бортів Вілюйської синеклізи та передверхоянського прогину. Покришками є глини мономської свити (верхи нижнього тріасу), які у південних районах розрізу опіщаються. З нижньотріасовим комплексом пов'язано 70% розвіданих запасів газу провінції, основна їхня частина зосереджена на Середньовилюйському родовищі, де є три самостійні газоконденсатні поклади, розкриті в пісковиках та алевролітах на глибинах від 2300 до 2600 м.
Нижньоюрський комплекс характеризується нерівномірним перешаровуванням пісковиків, алевролітів і вугілля; покришкою служать глини сунтарської почту. Комплекс фаціально нестійкий, спостерігається регіональне ущільнення порід у східному напрямку. З комплексом пов'язані невеликі газові поклади на Хапчагайському зводі (Мастахське, Середньовилюйське, Соболох-Неджелінське, Нижньовилюйське родовища) та в зоні Кітчано-Буролахських передових складок (Усть-Вілюйське, Собоха-інське родовища). Глибина покладів 1000 - 2300 м. Частка комплексу в загальних ресурсах і розвіданих запасах газу Лєно-Вілюй-ської ГНП близько 6%.
Перспективи нафтогазоносності провінції пов'язані з відкладеннями палеозою та нижнього мезозою, особливо в зонах виклинювання колекторів на північно-західному борту синеклізи та південному борту Лунгхінсько-Келінського мегапрогину.
Родовище приурочене до Середньовілюйської брахіантиклінальної складки в Середньовілюйсько-Толонському куполоподібному піднятті, що ускладнює Західний схил Хапчагайського мегавала. Розмір брахіантикліналі 34x22 км з амплітудою 350 м. Розширення її субширотне.
Розкрито кілька покладів різних рівнях від пермі до верхньої юры. Найглибший пласт розташований в інтервалі 2921-3321 м. Він відноситься до середньої пермі. Продуктивний пласт складний пісковиками з ефективною потужністю 13,8 м. Відкрита пористість порід-колекторів змінюється не більше 10-16%, проникність вбирається у 0,001 мкм 2 . Дебіти газу до 135 тис. м3/добу. Пластовий тиск, що становить 36,3 МПа, майже на 7,0 МПа перевищує гідростатичний. Пластова температура +66 С. Поклад відноситься до типу пластових склепінь з елементами літологічного екранування.
Основний поклад розкритий в інтервалі 2430-2590 м. Продуктивний горизонт локалізований у відкладеннях тріасу. Його потужності від 64 до 87 м. Він складний пісковиками з прошарками алевролітів та аргілітів (рис. 1).

Мал. 1. Розріз продуктивних горизонтів Середньовилюйського газоконденсатного родовища.
Ефективна потужність досягає 13,8 м. Відкрита пористість 10-16%, проникність 0,001 мкм 2 . Дебіти газу від 21 - 135 тис. м3/добу. Пластовий тиск 36,3 МПа, майже на 7,ОМПа перевищує гідростатичний. Пластова температура +66 °С. Газоводний контакт (ГВК) - 3052 м. Тип покладу - пластова, склепіння з літологічним екрануванням. На позначці – 2438 м простежено газоподібний контакт (ГВК). Вище основного покладу розкрито ще шість в інтервалах: 2373 - 2469 м (T 1 -II), дебіт газу 1,3 млн м 3 /сут. Потужність продуктивного обрію (ПГ) до 30 м; 2332 - 2369 м (T 1 -I а), дебіт газу 100 тис. м 3 /сут. Потужність ПГ до 9 м; 2301 – 2336 м (T 1 -I), дебіт газу 100 тис. м 3 /сут. Потужність ПГ до 10 м; 1434 -1473 м (J 1 -I), дебіт газу 198 тис. м3/добу. Потужність ПГ до 7 м; 1047 - 1073 м (J 1 -II), дебіт газу 97 тис. м3/добу. Потужність ПГ до 10 м; 1014 – 1051 м (J 1 -I), дебіт газу 42 тис. м 3 /сут. Потужність ПГ до 23 м-коду.
Усі поклади відносяться до типу пластових, склепіння з літологічним екрануванням. Колектори представлені пісковиками із прошарками алевролітів. Родовище у промисловій експлуатації перебуває з 1985р.
Толон-Мастахське газоконденсатне родовище приурочене до двох брахіантикліналів, Толонської та Містахської, та розташованої між ними сідловині. Обидві структури присвячені центральній частині Хапчагайського мегавала. Структури мають субширотне простягання у східному продовженні Середньовилюйсько-Мастахського валу. Вони ускладнені структурами вищих порядків. До деяких із них присвячені поклади вуглеводнів. Розміри Толонської структури 14x7 км з невеликою амплітудою 270-300 м. Розкрито та розвідано 9 покладів у відкладах від крейди до пермі на глибину до 4,2 км.
Поклад у горизонті Р 2 -II розвідана на східному крилі Толонської брахіантикліналі в пермських пісковиках, перекритих глинистими породами неджелінської почти нижнього тріасу на глибині 3140-3240 м. Ефективна потужність горизонту 14 м3, відкрита по. Газопроникність 0,039 мкм2. Промислові надходження газу до 64 тис. м 3 /сут. Пластовий тиск 40,5 МПа, пластова температура +70 С. Віднесено поклад до Р 2 -ІІ умовно і може відповідати горизонту Р 2 -І Мастахської структури.
Поклад пласта Р 2 -I Мастахської брахіантикліналі приурочена до пісковиків верхньої частини пермського розрізу і також перекрита глинистим екраном неджелінської почту тріасу. Глибина 3150-3450 м. Мінімальні позначки газової частини 3333 м. Відкрита пористість колекторів до 15%, газопроникність загалом 0,0092 мкм 2 .
Обидві поклади відносяться до типу пластових, склепінних, літологічно екранованих.
Поклад горизонту T 1 -IV локалізована в пісковиках неджелінської почту нижнього тріасу і в межах Толон-Мастахського родовища найпоширеніша. Глибина залягання 3115 – 3450 м. Ефективна потужність колектора 5,6 м, відкрита пористість 11,1-18,9%, газопроникність максимальна 0,0051 мкм 2 . Пластовий тиск 40,3 МПа, пластова температура +72 °С. Промислові притоки від 40 до 203 тис. м3/добу. Тип покладу: пластова, склепіння, літологічно екранована.
Пласт Т 1 -I західної переклинали Мастахської брахіантикліналі складений пісковиками верхньої частини розрізу неджелінської почти і включає структурно-літологічну поклад на глибині 3270 - 3376 м. Дебіт газу 162 тис. м 3 /сут. Пластовий тиск 40,3 МПа, пластова температура +3,52°С.
Поклад пласта Т 1 -IV Б виявлено у східній переклиналі Мастахської брахіантикліналі на глибині 3120 - 3210 м. Відкрита пористість колекторів покладів Ti-IVA та Ti-IVB у середньому становить 18,1%. Газопроникність 0,0847 мкм2. Тип покладу структурно-літологічний. Дебіт газу досягає 321 тис. м3/добу.
Поклад пласта Т 1 -Х приурочена до локальних куполів, що ускладнює мастахську структуру. Вона залягає в пісковиках та алевролітах ганджинської почту, у західному куполі перекриваючись пачками глин та алевролітів середньої частини цієї ж почту. Глибина залягання 2880-2920 м. Тип покладу: склепінний, водоплавний. ГВК на глибині 2797 м. Пластовий тиск 29,4 МПа, температура +61,5°С. У східному куполі з горизонту T 1 -X отримано приплив 669-704 тис. м3/добу. Газоконденсатна частина підпирається нафтою.
Поклад горизонту T 1 -III, локалізована в пісковиках та алевролітах, перекритих алевролітами та глинами мономської почту тріасу. Поклад тяжіє до склепіння Толонської брахіантикліналі. Глибина залягання 2650-2700 м. Висота 43 м. Ефективна потужність 25,4 м. Відкрита пористість колектора, 17.8%, газопровідність по керну середня 0,0788 мкм. Найбільші робочі дебіти 158-502 м г/м3.
Поклади пласта T 1 -II A та Т 1 II Б відокремлені один від одного пачкою глинистих пісковиків і алевролітів. За межами покладів вони зливаються в один пласт T1-II. Тип покладу T1-IIA структурно-літологічний. Глибина залягання 2580-2650 м. Висота покладу 61м. Активна потужність пісковиків та алевролітів 8,9 м. Відкрита пористість 17%, газонасиченість 54%.
Передбачається наявність ще не відкритих покладів у тріасових відкладах площі родовища.
Поклад горизонту J 1 -I-II присвячений східній частині Мастахської брахіантикліналі, перекрита сунтарською покришкою і підпирається знизу водою. Тип покладу склепінний, водоплавний. Глибина залягання 1750-1820 м. Робочі дебіти 162-906 тис. м3/добу, вихід конденсату 2,2 г/м3. Виявлено невелику нафтову облямівку.
Соболоох-Неджелінське газоконденсатне родовище розташоване в Соболоохській та Неджелінській брахіантиклінальних структурах та розташованій між ними Люксюгунській структурній терасі. Усі вони локалізовані у Західній частині Соболлох-Бадаранського валу. Розмір Неджелінської брахіантикліналі по стратоізогіпсі - 3100 м 37x21 км з амплітудою близько 300 м. На захід її гіпсометрично нижче розташована Соболоохська структура розміром 10x5 км з амплітудою 60-85 м. На родовищах відкрито 10 газових 2).

Розташоване за 125 км від м. Вілюйська. Контролюється Соболохською та Неджелінською структурами, що ускладнюють центральну частину Хапчагайського валу. Родовище відкрито 1964г. (Неджелінська структура). У 1975р. встановлено єдність раніше відкритих Неджелінського та Соболохського (1972) родовищ. Найбільшою за розмірами (34x12 км) та високоамплітудною (понад 500 м) є Неджелінська структура. Соболохська та Люксюгунська структури мають амплітуди не більше 50 мі значно менші розміри.
Характерно для Соболох-Неджелінського родовища наявність великих за площею покладів, приурочених до малопотужних літологічно мінливих пластів пісковиків, що залягають у верхній частині верхньопермських відкладень і в основі нижнього тріасу (неджелінська оточення). Ці поклади, що належать до пермо-тріасового продуктивного комплексу, контролюються загальною.

Структурою Хапчагайського валу та літологічним фактором. Висота окремих покладів перевищує 800 м (пласт ^-IV^ Ефективна потужність пластів тільки на окремих ділянках родовища перевищує 5-10 м. Пластові тиски в покладах пер мо-тріасового комплексу на 8-10 МПа перевищують нормальні гідростатистичні.
Пористість пісковиків коливається у діапазоні 13-16%. На окремих ділянках встановлені колектори змішаного порово-тріщинного типу, пористість яких змінюється у діапазоні 6-13%. Робочі дебіти свердловин коливаються у межах - від 2 до 1002 тис. м /сут.
У пермо-тріасовому продуктивному комплексі на Соболох-Неджелінському родовищі виявлено вісім покладів, присвячених горизонтам РгШ, Р 2 -П, Р-I верхньої пермі та ^-IV 6 неожелінської почти. Поклади відносяться до пластового склепіння або пластового літологічно обмеженого типу і залягають на глибинах від 2900 до 3800 м.
Вище, у розрізі нижнього тріасу (горизонти T-IV^ T-X) та нижньої юри (горизонти J 1 -II, J 1 -1), виявлено невеликі за площею поклади, які контролюються структурами третього порядку (Соболохської, Неджелінської) та ускладнюють їх невеликими. пастки. Ці поклади, як правило, відносяться до склепінного масивного (водоплавного) типу. Поклад у горизонті T 1 -IV 6 пластовий, літологічно екранований.
Склад газів та конденсатів характерний для всіх родовищ Хапчагайського валу. У газах пермських та нижньотріасових покладів вміст метану досягає 91-93%, азоту 0,8-1,17%, вуглекислоти 0,3-0,7%. Вихід стабільного конденсату 72-84 см/м. У складі газів нижньоюрських покладів переважає метан (94,5-96,8%). Вихід стабільного конденсату значно нижчий, ніж у газах пермських та нижньотріасових покладів - до 15 см 3 /м 3 . Поклади супроводжуються нафтовими облямівками непромислового значення.

Рис..2. Розріз продуктивних горизонтів Соболоохського газоконденсатного родовища
.
Горизонт P 1 -II включає два поклади в Соболоохській та Неджелінській структурах, складені пісковиками та алевролітами потужністю до 50 м і перекриті алевролітами та вуглистими аргілітами (рис. 8.2.). Перша їх залягає на глибині 3470-3600 м, друга - 2970-3000 м. Тип покладів склепінний, літологічно екранований. Відкрита пористість колекторів 10,4 –18,8%, газопроникність 0,011 мкм 2 . Робочі дебіти (по 4 свердловинах) від 56 до 395 тис. м 3 /сут. Пластовий тиск у Соболоохському покладі 48,1 МПа, температура +82°С, Неджелінській відповідно 43,4 МПа, Т= : (+64 0 С).
Основна продуктивна поклад пласта Р 2 -1 приурочена до пачки пісковиків і алевролітів у верхній частині пермського розрізу на глибині 2900-3750 м. Висота покладу близько 800 м. Максимальна потужність газонасичених колекторів 9,2 м. Тип колекторів: поровий, тріщин. Відкрита пористість 14,6%, газопроникність 0,037 мкм2. Пластовий тиск 41,4 МПа, пластова температура +76 °С. Тип покладу: пластовий, склепінний, літологічно екранований. Дебіти газу від 47 тис. м3/добу. до 1 млн. м3/добу. Вихід конденсату 65,6 г/м3.
Поклад пласта Т 1 -IV Б локалізована в середній частині розрізу неджелінської почту в пісковиках і алевролітах. Поклад літологічно екранується по всьому контуру і відноситься до пластового, склепіння, літологічно обмеженого типу. Глибина залягання 2900-3750 м. Потужність колектора 5 м, відкрита пористість 15,3%, газопроникність 0,298 мкм2. Вихід конденсату до 55,2 г/м3. Дебіти газу 50 - 545 тис. м3/добу. Пластовий тиск 40,7 МПа, температура +77 °С.
Поклади пластів Р 2 -I та T 1 -IV Б становлять єдину термодинамічну систему та єдиний перм-тріасовий продуктивний горизонт.
Поклади пласта Т 1 -IV розташовані в північному крилі Неджелінської брахіантікліналі. Західна поклад присвячена Люксюгунській структурній терасі, східна – до Неджелінської структури на глибині 2900-3270 м. Газонасичена потужність пласта 4,6-6,8м. Коефіцієнт відкритої пористості колектора 18,9% газопроникність 0,100 мкм 2 . Дебіти газу 126-249 тис. м3/добу. Пластовий тиск 33,9-35,5МПа, пластова температура +69-76°С.
Горизонт T 1 -X, розташований на глибині 2594-2632 м. Він включає два поклади, розташовані один над одним та ізольовані алевроліт-глинистим прошарком. Дебіт газу з нижнього покладу 35-37 тис. м3
і т.д.................

Вілюйська синекліза. Курсова робота вілюйська синекліза Геологія вілюйської синеклізи

Бібліографічне посилання

Рекомендований список дисертацій

Тектоніка, еволюція та нафтогазоносність осадових басейнів європейської півночі Росії 2000 рік, доктор геолого-мінералогічних наук Малишев, Микола Олександрович

Подібні дисертаційні роботи за спеціальністю «Геологія, пошуки та розвідка горючих копалин», 25.00.12 шифр ВАК

Висновок дисертації на тему «Геологія, пошуки та розвідка горючих копалин», Берзін, Анатолій Георгійович

Список літератури дисертаційного дослідження доктор геолого-мінералогічних наук Берзін, Анатолій Георгійович, 2002 рік