авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 13 |

«СОДЕРЖАНИЕ Конторович А. Э. А.А.Трофимук – великий ученый, организатор науки и гражданин........................................9 ...»

-- [ Страница 2 ] --

Сканирование по фрагментному иону m/z 191 и «массовому» иону m/z 412 показало, что в составе три терпанов, наряду с собственно гопаном и моретаном, может быть идентифицировано еще четыре пятиколь чатых структуры с числом атомов углерода С30. Одна из них по времени удерживания может быть одно значно определена как олеанан, другая, элюирующаяся непосредственно за адиантаном, с фрагментом m/z 369 – как диагопан. Наличие олеанана в байкальских нефтях однозначно свидетельствует об участии в ее образовании остатков высших ангиоспермовых растений и, как правило, свидетельствует об озерном или дельтовом происхождении нефтематеринских свит мелового и более позднего возраста [Peters., Moldowan, 1993;

Riva еtс., 1988,].

Рис.4-фрагментограммы (m/z 191, m/z 412) распределения гопановых углеводородов и олеанана в поверхностной про бе нефти (Горевой Утес).

Все авторы, идентифицировавшие диагопан в нефтях из различных бассейнов, отмечают, что этот био маркер связан с исходным органическим веществом терригенных, часто угленосных отложений и отвечает окислительным условиями их преобразования в диагенезе[Peters, Moldowan, 1993;

Philp, Gilbert, 1986].

Два других гопана обозначены нами как неизвестные Y-C30 и Z-С30. Первый из них элюируется между гопанами С27 (Ts и Tm), второй - непосредственно перед адиантаном. К сожалению, одних масс спектрометрических данных недостаточно для точной расшифровки структур обнаруженных гопаноидов.

Достаточно интенсивные пики -каротана были установлены в биодеградированных нефтях проявлений напротив устьев рек Зеленовская и Стволовая. В поверхностных и донных нефтепроявлениях мыса Горевой Утес концентрации -каротана незначительны и идентифицируются лишь на масс-фрагментограммах m/z 125. Каратиноиды, включающие высоко ненасыщенные органические компоненты, встречаются во многих организмах и растениях, а их насыщенные аналоги нередко отмечаются в нефтях и природных битумах. На помним, высокие концетрации -каротана были установлены в озерных сланцах формации Грин-Ривер [An ders, Robinson, 1971].

В поверхностном слое при холодном «кипении» в районе нефтепроявления образуется пена. В этой пене по сравнению с исходной нефтью на 8% уменьшается общее количество углеводородов (при неизменной величине отношения насыщенные УВ/ароматические УВ).

Совокупность приведенных нами данных позволяет утверждать, что источником байкальской нефти яв ляется органическое вещество, захоронявшееся в пресноводных водоемах. В нем, наряду с остатками живо го вещества озерных организмов, значительную роль играло органическое вещество, источником которого были заносимые в водоем остатки высшей наземной растительности. Возраст нефтематеринских отложений не может быть древнее времени появления на суше ангиспермовых растений, т.е. мелового периода. Все вышеперечисленное существенно отличает байкальские нефти от верхнепротерозойских и кембрийских нефтей Сибирской платформы, в том числе молодые озерные нефти отличаются меньшей концентрацией этил-холестанов, низкой концентрацией трицикланов, и сравнительно тяжелым изотопным составом угле рода в отличие от древних нефтей, где 13С лежит в интервале от -32 до – 35 ‰.

Список литературы 1. Каширцев В.А., Конторович А.Э., Москвин В.И. Данилова В.П., Меленевский В.Н. Терпаны нефтей озе ра Байкал //Нефтехимия, 2006, том 46, №4,с.243- 2. Конторович А.Э., Дробот Д.И., Преснова Р.Н. Геохимия нафтидов и проблема генезиса байкальской нефти // Советская геология, 1989, № 2, с. 21-29.

3. Конторович А.Э., Москвин В.И., Данилова В.П.,Иванова Е.Н., Костырева Е.А. Генезис байкальской нефти// Четвертая Верещагинская байкальская конференция, Иркутск, Изд-во Института географии им.

В.Б.Сочавы СО РАН, 2005, c.101-102.

4. Петров Ал. А. Углеводороды нефти. М.,Наука, 1984,264с.

5. Пуцилло В.Г., Миронов С.И. Нефти, битумы и битуминозные породы района оз. Байкал // Нефти и би тумы Сибири. М.: Изд.АН СССР. -1958.- с.7-53.

6. Хлыстов О.М., Горшков А.Г., Егоров А.В., Земская Т.И., Гранин Н.Г., Калмычков Г.В., Воробьев С.С., Павлова О.Н., Якуп М.А., Макаров М.М., Москвин В.И., академик Грачев М.А. Нефть в озере мирового на следия //ДАН, 2007, том 414, №5, с.656-659.

7. Alexander R., Kagi R., and Noble R. Identification of the bicyclic sesquiterpenes, drimane, and eudesmane in petroleum. Journal of the Chemical Society, Chemical Communications, 1983, p.226-228.

8. Anders D.E., Robinson W.E. Cycloalkane constituents of the bitumen from Green River Shale // Geochim. et Cosmochim. Acta, 1971, Vol.35, p.661-678.

9. Bendoraitis J.G. Hydrocarbons of biogenic origin in petroleum – Aromatic triterpenes and bicyclic sesquiter penes. In:Advances in Organic Geochemistry (edit by B.Tissot and Bienner):Edition Technip, Paris,1974,p.209-224.

10. Jobson A.M., Cook F.D., and Westlake D.W.S. Interaction of aerobic and anaerobic bacteria in petroleum biodegradation. // Chemical Geology, 1979, vol.24, p.355-365.

11. Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide. Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1993,363 p.

12. Philp R.P. and Gilbert T.D. Biomarker distribution in oils predominently derived from terrigenous source material. In: Advances in Organic Geochemistry 1985(edit by D.Leythaueser and J.Rullkotter): Edition Pergamon Press, 1986, p.73-84.

13. Riva A., Caccialanza P.G., and Quagliaroli F. Recognition of 18(H)-oleanane in several crudes and Terti ary-Upper Cretaceous sediments. Definition of a new maturity parameter // Organic Geochemistry, 1988, Vol.13, p.671-675.

14. Waseda A. and Nishita H. Geochemical characteristics of terrigenous- and marine-sourced oils in Hokkaido, Japan. // Organic Geochemistry, 1998, Vol.28, p.27-41.

УДК 550.362/.367:550.461. Шварцев С. Л.

ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕХАНИЗМЫ СМЕНЫ ОДНОГО ВТОРИЧНОГО МИНЕРАЛА ДРУГИМ В ХОДЕ ЭВОЛЮЦИИ СИСТЕМЫ ВОДА - ПОРОДА Томский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН tomsk@igng.tsc.ru Рассматривается проблема эволюционного развития системы вода – порода, сопровождающаяся сменой одного вторично-минерального комплекса и геохимического типа воды другим. Показано, что рассматри ваемая система обладает рядом фундаментальных свойств, которые обеспечивают возможность ее непре рывного геологически длительного развития. Установлено, что главным фактором смены одного гидроген но-минерального комплекса, понятие о котором рассматривается в работе, другим служит изменение соот ношения содержаний химических элементов в растворе, вызванное различием состава вновь формируемых вторичных минералов относительно растворяемых. Это различие не зависит от внешних факторов и контро лируется только внутренними механизмами взаимодействия воды с горными породами.

ВВЕДЕНИЕ Давно известно, что при растворении эндогенных алюмосиликатов одного состава всегда образуются вторичные минералы иного состава. Примером служат разные коры выветривания (латеритные, каолинито вые, монтмориллонитовые, гидрослюдистые и т.д.), развитые, например, на основных породах, постседи ментационные преобразования осадочных пород, проявляющиеся в гидрослюдизации, хлоритизации, альби тизации, окремнении и т.д. независимо от состава исходных пород, многочисленные гидротермально преоб разованные горные породы и т.д. Совершенно очевидно, что любые горные породы, если они контактируют с водой, всегда преобразуются и формируют вторичные минеральные продукты самого различного состава.

Естественно возникает вопрос: от чего зависит состав вторичных минеральных новообразований?

Долгое время ответ на этот вопрос связывали с изменением внешних параметров среды: температуры и давления, реже физико-химических условий, внедрением нового (иного) типа вод, смены газового состава, pH, Eh и т.д. При этом никогда и никто не обращал внимание на то, что в системе вода – порода имеются гидрогеохимические механизмы, контролирующие последовательность вторичного минералообразования, которые не зависят от внешних факторов. Цель данной работы и заключается в раскрытии этих внутренних факторов, определяющих эволюционную направленность развития системы вода – порода. При этом под эволюцией мы вслед за И.Р. Пригожиным понимаем процесс прогрессивного развития системы, ее услож нения, формирования новых более сложных и разнообразных структур.

Для понимания механизмов внутренней эволюции важнейшую роль играет то обстоятельство, что сис тема вода-порода носит всегда равновесно-неравновесный характер. Остановимся на этом несколько под робнее.

РАВНОВЕСНО-НЕРАВНОВЕСНОЕ СОСТОЯНИЕ СИСТЕМЫ ВОДА – ПОРОДА Проанализировав результаты собственных исследований и многочисленные публикации, мы еще в 1978г. пришли к заключению, что в условиях зоны гипергенеза система вода-порода носит равновесно неравновесный характер, т.е. вода всегда равновесна к одним минералам, но одновременно неравновесна к другим [1]. Позже проведя исследование характера равновесия соленых вод и рассолов с горными породами осадочных бассейнов, включая и воды седиментационного генезиса с возрастом сотни миллионов лет и обобщив имеющиеся литературные данные, мы подтвердили сделанный ранее вывод, расширив его форму лировку: «в естественных условиях система вода-порода является равновесно-неравновесной во всех без исключения участках земной коры: водный раствор всегда неравновесен с отдельными минералами магма тического или метаморфического генезиса, но одновременно равновесен с определенной гаммой вторичных минеральных фаз. Это обстоятельство определяет способность воды непрерывно растворять одни минералы и формировать все новые и новые вторичные продукты. Каких-либо термодинамических или кинетических ограничений такого развития рассматриваемой системы не имеется. Следовательно, мы имеем дело с внут ренне противоречивой системой, способной к самопроизвольному, непрерывному, геологически длительному развитию с образованием принципиально новых минеральных фаз и геохимических типов воды» [2, с.46].

В последующем этот вывод подтвержден во многих работах зарубежных исследователей, хотя обоб щающие выводы сделаны только нами [3].

Вывод о равновесно-неравновесном состоянии системы вода-порода носит принципиальный характер, т.к. показывает, что, например, крепкие рассолы Сибирской платформы с минерализацией 300-600 г/л, воз раст которых несколько сот миллионов лет и которые практически неподвижны, тем не менее не достигли равновесия с анортитом, диопсидом, нефелином, гроссуляром, пренитом, альбитом, флогопитом, форстери том, кордиером, воллостонитом и т.д. В то же время они равновесны с глинистыми минералами, кальцитом, гипсом, галитом, кварцем, мусковитом, парагонитом, анальцимом, иногда альбитом, энстатитом, ломонти том, бишофитом, тетрагидритом и т.д. [4].

Оказалось, что с некоторыми эндогенными минералами равновесие любых природных вод принципи ально невозможно, т.к. образующиеся в этой системе вторичные минералы выступают геохимическим барь ером на пути установления такого равновесия. Имеются и другие механизмы, препятствующие установле нию такого равновесия [1, 3] Из обобщения огромного количества различных данных нами был сделан вывод, что система жидкая вода – порода в пределах земной коры развивается в условиях, далеких от равновесия [5], которые опреде ляют принципиальные возможности развития этой системы как прогрессивно самоорганизующейся дисси пативной структуры в понимании И.Р. Пригожина [6].

Непрерывное взаимодействие воды с породой приводит к формированию минеральных фаз принципи ально иного состава. Ведущим механизмом такого процесса выступает гидролиз алюмосиликатов [7]. Со став вновь образующейся фазы резко отличается от растворяющейся горной породы и определяется пара метрами геохимической среды. В зоне гипергенеза это обычно глины, в зоне гидротермального метасомато за – цеолиты, хлориты, серпентин, в зоне катагенеза – каолинит, хлорит, гидрослюда, альбит и т.д. Следова тельно, одна твердая фаза, растворяясь по механизму гидролиза, дает начало новой твердой фазе. Последняя формируется либо на месте разрушаемого минерала, повторяя его структуру (псевдоморфное замещение), либо на некотором, иногда значительном расстоянии от него.

Крайне важно, что всегда формируется та вторичная минеральная фаза, которая равновесна с водным раствором. Поэтому между составом воды и формирующимися вторичными минералами существует глубо кая генетическая связь. При этом каждый вторичный минерал ассоциирует со строго определенным геохи мическим типом воды, понятие о котором введено нами [8]. В свою очередь, геохимический тип воды фор мирует единое целое с геохимической средой.

Следовательно, результатом эволюционного развития системы вода-порода является формирование вторичного минерального комплекса, соответствующего геохимического типа воды и характера геохими ческой среды. Все вместе эти продукты образуют генетически единый комплекс, который мы предложили называть гидрогенно - минеральным.

Итак, гидрогенно-минеральный комплекс – это генетически связанная ассоциация минеральных, органи ческих и растворенных в воде химических соединений, равновесных с породившей их средой, которые сфор мированы в результате эволюционного развития системы вода-порода в условиях строго определенного водообмена с последующим включением и биологических процессов [9].

СИСТЕМА ВОДА-ПОРОДА КАК СТАЦИОНАРНАЯ Напомним, что стационарными называются такие неравновесные системы, которые сохраняют посто янство состояния во времени за счет обмена с окружающей средой. Применительно к рассматриваемой системе порода является постоянным и безграничным источником химических элементов, которые в твер дой фазе являются инертными и только с помощью воды вовлекаются в активное взаимодействие. При этом вода непрерывно поступает в горную породу из внешнего источника – атмосферных осадков, захороняемых морских вод, глубинных флюидов и т.д. Следовательно горные породы образуют практически неподвижную статическую часть системы, а вода динамическую.

Химически взаимодействуя в процессе фильтрации с горными породами, вода меняет свой состав и фор мирует тот или иной геохимический тип, который ассоциирует со строго определенным минеральным ком плексом. Поэтому, вода относительно горной породы выступает элементом из окружающей среды только до тех пор, пока не начнет формировать гидрогенно-минеральный комплекс.

Собственно система вода-порода как стационарная возникает с начала взаимодействия этих 2х системо образующих элементов. Но поскольку формирование гидрогенно-минерального комплекса начинается прак тически с момента взаимодействия, то эти два процесса по времени примерно совпадают. Из сказанного, очевидно, что вода, будучи внешним компонентом относительно горной породы, становится внутренней частью системы с начала взаимодействия и производства вторичного продукта.

Итак, неординарность стационарной системы вода – порода состоит в том, что один ее элемент (порода) является неподвижным, стабильным, монолитным, т.е. обладает свойствами консервативных систем. В то же время горная порода обладает свойствами пропускать через себя воду, которая, взаимодействуя с твер дой фазой, создает систему, обладающую свойствами диссипативных структур, которые в своем развитии обязательно приводят к необратимым процессам [10].

Вторая неординарная особенность рассматриваемой стационарной системы состоит в том, что один из ее элементов (вода) выступает одновременно и внешним и внутренним компонентом этой системы. Вода, с одной стороны, будучи элементом круговорота, обеспечивает связи системы с внешней средой, а с другой – будучи элементом системы, обеспечивает ее развитие и производство вторичного продукта.

Крайне важным свойством любой стационарной системы является ее стабильность. В данном случае она обеспечивается тем, что имеющееся количество воды всегда больше, чем может вмесить горная порода.

Иначе говоря, порода всегда насыщена водой, а избыток последней в систему не попадает. Следовательно, вода есть всегда и препятствий для длительного ее взаимодействия с породой с физико-химических позиций нет. Вопрос только о времени взаимодействия, которое определяется в основном интенсивностью водооб мена. Последний поэтому выступает важнейшим внешним фактором эволюции рассматриваемой системы [9].

Рассматриваемые факторы обеспечивают стабильность действия системы вода-порода даже в условиях зоны гипергенеза [8]. Поэтому в зависимости от водообмена или времени взаимодействия химический со став воды остается постоянным и непрерывно производит вторичный минеральный комплекс строго опре деленного состава в течение геологически длительного времени. Только изменение времени взаимодействия приводит к формированию иного по составу гидрогенно-минерального комплекса.

Удивительное доказательство стабильности состава подземных вод в геологическом аспекте времени можно найти в работах В.И.Вернадского. Оказывается «эмпирическое положение о постоянстве химиче ского состава природных вод в определенных пределах колебаний их состава (выделено нами - С.Ш.) вошло в научное сознание в конце ХIХ - в начале XX в.», но оно никогда не было «высказываемо в определенной и ясной общей форме и не было подвергнуто критическому рассмотрению и анализу», хотя «в действитель ности оно лежит в основе нашего знания и в основе всей текущей научной работы. Из него, однако, не сде ланы еще необходимые выводы» [11, с.256].

К сожалению, это положение не вошло в науку и в наше время, хотя прошло почти 75 лет с тех пор, как были написаны эти строки. Вот как далее этот замечательный исследователь формулирует это эмпирическое положение: «химический состав каждой индивидуальной природной воды может быть выражен для каж дого химического элемента в предельных минимальных и максимальных числах, которые не смещаются в короткий срок исторического времени. Выведенная в связи с этим средняя величина химического состава есть величина постоянная в пределах исторического времени (выделено автором – В.В.).

Следовательно, с момента появления воды на Земле возникла стационарная неравновесно - равновесная система вода - порода, которая обладает внутренне противоречивым характером, определяющим ее способ ность к самопроизвольному, непрерывному, геологически длительному развитию с образованием принци пиально новых минеральных фаз и геохимических типов воды.

МЕХАНИЗМЫ СМЕНЫ ОДНОГО ВТОРИЧНОГО МИНЕРАЛА ДРУГИМ Выявленные особенности эволюционного развития системы вода-порода позволяют разобраться и в ме ханизмах смены одного минерального комплекса или минерала другим. В общем виде последовательность вторичного минералообразования контролируется константой растворения: первыми выпадают из раствора те соединения, константа которых минимальна. К числу таких относятся, например, гидроокислы Al и Fe, которые и образуются раньше карбонатов, сульфатов и т.д.

Вместе с тем нельзя не обратить внимание на то, что глины имеют еще более низкие значения произве дения растворимости, чем гидроокислы, но из этого нельзя делать вывод, что глинистые минералы форми руются раньше гидроокислов. Суть дела здесь в том, что глины - многокомпонентные системы, а с ростом числа соединений константа равновесия реакции растворения резко уменьшается, поскольку активности растворенных соединений практически всегда 1.

Проведенный нами анализ показал, что последовательность вторичного минералообразования носит сложный характер, т.к. зависит от числа компонентов в образующемся минерале, кларкового их содержания, концентрации в растворе и т.д. Тем не менее, ориентированная последовательность применительно к усло виям зоны гипергенеза нами все же установлена (рис.1).

Как видно из этого рисунка, первыми формируются гидроокислы Fe, Al и Mn, которые по мере увеличе ния веса растворяемой водой эндогенной породы сменяются глинами, карбонатами, фторидами, сульфатами и т.д. Но что определяет смену одного минерала другим? Рассмотрим этот вопрос на примере гиббсита и каолинита.

При растворении любой магматической породы Al и Si переходят в водный раствор примерно в тех же соотношениях, которые имеют место в растворяющемся минерале. Но поскольку константа растворения гиббсита очень мала (10-37,7 при 25 оС), то этот минерал (или его аналог) образуется первым и тем самым связывает почти весь поступающий в раствор Al, содержания которого в воде поэтому низки [8]. В отличие от Al, содержания которого в растворе не увеличиваются, Si имеет такую возможность, т.к. он не связывает ся формирующимися гидроокислами. Хотя и медленный, но непрерывный рост содержаний Si в воде в ко нечном итоге приводят к насыщению раствора каолинитом по реакции 2Al3+ + 6OH- 2H4SiO4=Al2Si2O5(OH)4 + 5H2O, (1) константа которой K=1/[Al3+]2[OH-]6[H4SiO4]2 (2) равна 10. Поэтому с этого момента начинает формироваться каолинит. Но что происходит с гиббси 79, том? Продолжается ли его образование?

Рис.1. Последовательность вторичного минералообразования как функция насыщения воды по мере увеличения веса растворяемой породы [9] Чтобы ответить на эти вопросы, необходимо учесть, что растворяемые водой изверженные породы в среднем содержат Si в 3,7 раза больше, чем Al. Каолинит же в атомном, да и весовом, отношении содержит Al и Si в одинаковом соотношении. Следовательно, при образовании каолинита дефицитным элементом выступает не Si, а Al, т.е. масштабы образования каолинита определяются масштабами поступающего в рас твор Al, а не Si, поскольку количество последнего избыточно. Каолинит поэтому при своем образовании связывает весь поступающий в раствор Al, поскольку раствор его соединениями насыщен ранее, но не весь, а только часть Si, нужную для построения кристаллической решетки каолинита. Но если это так, то для об разования гиббсита Al уже не хватает и, следовательно, он не может формироваться.

Итак, ультрапресные атмосферные осадки, выпадающие на магматическую породу, скажем среднего со става, растворяют все минералы, из которых она состоит. И хотя кинетика растворения разных минералов не одинакова, на первых этапах взаимодействия в раствор переходят все химические элементы примерно в тех же соотношениях, какие имеют место в горной породе. В любом случае Si в раствор переходит в значитель но больших количествах, чем Al, но, как показано выше, подземные воды в соответствии с константами равновесия в начале насыщаются гиббситом, а затем каолинитом (рис. 2). При рН 5 насыщение водного рас твора гиббситом в соответствии с реакцией (3) и константой (4) Al3+ + 3OH- = Al(OH)3, (3) K=1/[ Al3+].[OH-]3 = 1033,2 (4) происходит уже при активности [Al3+],равной 10-6,2. Такое значение активности достигается достаточно бы стро по времени взаимодействия, равном Т1 (рис. 2). С этого момента начинается садка гиббсита. Но по скольку взаимодействие воды с эндогенными породами продолжается, то в отличие от алюминия кремний продолжает концентрироваться в растворе, что в конечном итоге приводит к равновесию с каолинитом по реакции (8.1). Такое равновесие при рН 5.0 наступает при активности H4SiO4, равной 10-4,7.

Рис. 2. Схематическое изображение зависимостей образования гиббсита и каолинита от времени взаимодействия подземных вод с эндогенными алюмосиликатами Следовательно, каолинит формируется позже гиббсита, т.е. в результате более длительного взаимодейст вия воды с эндогенными минералами, которое обозначим Т2 (рис. 2). Но образование каолинита, как показа но выше, не связывает весь переходящий в раствор кремний, который поэтому продолжает концентриро ваться в воде. Но если это так, то в соответствии с константой реакции (2) при одном и том же значении рН активность Al3+ не только не может расти, но должна падать, что нарушает равновесие с гиббситом, который в этих условиях не может формироваться и уступает место коалиниту.

Из сказанного понятно, что гиббсит и каолинит – конкурирующие минералы: они «борются» за право владеть Al, поступающим в раствор из эндогенной породы. На первом этапе это удается гиббситу, на вто ром каолиниту, который подавляет саму возможность образования гиббсита. Вот почему бокситы не фор мируются на других стадиях взаимодействия воды с породой, кроме первой.

Таким образом, с первых моментов взаимодействия воды, не содержащей химических элементов, с эндо генными алюмосиликатами при Тх Т1 никакие вторичные минералы не образуются. При Т1 Тх Т2 фор мируется гиббсит, при ТхТ2 – каолинит, затем все другие минералы в соответствии с рис. 1. Важно, что в неживой системе вода-порода имеются механизмы, контролирующие и направляющие эволюционный ход такого взаимодействия. Более того важно подчеркнуть, что процесс взаимодействия в системе вода – поро да всегда развивается только в одном направлении: вдоль линии от точки А к точке Н (рис. 3). Поясним это положение: если вода, содержащая какое-то количество элементов, соответсвует равновесию, например, в точке Е, то, попав в породу, она начнет взаимодействовать с нею таким образом, что будет формировать, а не растворять кальцит и, накапливая элементы, будет стремиться вперед в направлении точки F и ни в коем случае не точки D.

На примере гиббсита и каолинита мы убедились в том, что отличное от растворяемой породы соотно шение химических элементов во вновь формируемых минералах является важным механизмом глубокой дифференциации (перераспределения) химических элементов в водном растворе, что служит основной причиной смены парагенетической ассоциации формирующихся вторичных минералов в эволюционном раз витии системы вода-порода. При этом здесь возможно, безусловно, действие разных механизмов, которые в краткой статье мы не можем описать.

Рис. 3. Последовательность образования вторичных минералов в ходе эволюции системы вода-порода.

А-I –точки начала выпадения новой вторичной фазы: 1- соотношение твердых и растворенных минералов;

2- зоны возможного поступления воды к контакту с горной породой;

3- места возможного прекращения взаимодействия воды с горной породой.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. Система вода-порода по своему состоянию является равновесно-неравновесной, т.е. внутренне проти воречивой, способной к самопроизвольному геологически длительному взаимодействию с образованием разнообразных гидрогенно-минеральных комплексов.

2. Вода-порода представляет своеобразную стационарную систему, в которой вода выступает одновре менно и внешним, и внутренним компонентом этой системы. Вода, с одной стороны, будучи элементом кру говорота, обеспечивает связи системы с внешней средой, а с другой – будучи элементом системы, обеспечи вает развитие последней с образованием разных гидрогенно-минеральных комплексов.

3. Стабильность развития стационарной системы вода-порода обеспечивается тем, что количество воды, участвующей в круговороте, всегда больше, чем это требуется для фукнкционирования рассматриваемой системы, а также стабильностью параметров движения воды в горной породе.

4. Состав вторичных комплексов определяется только временем взаимодействия воды с горными поро дами, которое в ряде случаев может измеряться водообменом. При разном водообмене система производит разный вторичный продукт, независимо от других параметров.

5. Главным фактором смены одного вторичного минерала (комплекса) другим выступает изменение со отношения химических элементов в растворе, протекающее в процессе эволюции системы вода-порода, обусловленное отличием этого соотношения во вновь формируемых вторичных минералах относительно растворяемой породы.

Работа выполнена при поддержке НШ-9542.2006.5 и грантов РФФИ.

Список литературы 1. Шварцев С.Л. Гидрогеохимия зоны гипергенеза. М.: Недра, 1978, 288с.

2. Шварцев С.Л. Взаимодействие воды с алюмосиликатными горными породами. Обзор. //Геол. и геоф., 1991, №12. С.16-50.

3. Алексеев В.А., Рыженко Б.Н., Шварцев С.Л. и др. Геологическая эволюция и самоорганизация системы вода-порода т.1. Система вода-порода в земной коре: взаимодействие, кинетика, равновесие, моделирова ние. Новосибирск: Изд. СО РАН, 2005, 244с.

4. Букаты М.Б. Равновесие подземных рассолов Тунгусского бассейна с минералами эвапоритовых и терригенных фаций. // Геол. и геоф., 1999, №5, С.750- 5. Шварцев С.Л. Прогрессивно самоорганизующиеся абиогенные диссипативные структуры в геологиче ской истории Земли // Литосфера, 2007, №1, с.65- 6.Пригожин И.,Стенгерс И.Порядок из хаоса.Новый диалог человека с природой.М.:Прогресс,1986,431с.

7. Келлер У.Д. Основы геохимического выветривания // Геохимия литогенеза. Пер.с англ.М.: Мир, 1963, С.85-195.

8. Шварцев С.Л. Гидрогеохимия зоны гипергенеза. Изд.2е испр.и доп. М.: Недра, 1998, 367с.

9. Шварцев С. Л., Рыженко Б.Н., Алексеев В.А. и др. Геологическая эволюция и самоорганизация систе мы вода-порода. т.2. Система вода-порода в условиях зоны гипергенеза. Новосибирск: Изд.СО РАН, 2007, 655с.

10. Николис Г., Пригожин И. Познание сложного. М.: Мир, 1990, 342с.

11. Вернадский В.И. История природных вод. М.: Наука, 2003, 751с.

Секция Стратиграфия, литология, тектоника и экология УДК 553. Шамбазов М.Д., Миргородский В.Н., Чернышева Н.А.

ОСНОВНЫЕ ПОДХОДЫ К РАЗРАБОТКЕ КОМПЛЕКСНЫХ ПРОГРАММ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА ДЛЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ ОАО «НижневартовскНИПИнефть», shambazovMD@nvnipi.ru, postmaster@nvnipi.ru Рациональное использование попутного нефтяного газа (ПНГ) является одной из актуальных проблем российской нефтедобывающей отрасли. По официальным данным, в России в последние годы сжигается на факеле порядка 30% добываемого попутного газа, что составляет около 14,5 млрд. м3 в год. По неофициаль ным данным, на промыслах сжигают более 20 млрд. м3 попутного газа в год. Организация сбора газа с ме сторождений, особенно с малых и средних, по сформировавшейся схеме является весьма капиталоемким мероприятием, со значительными эксплуатационными затратами, которые не окупаются из-за сложившихся цен на ПНГ в России.

В октябре 2005 года в Москве на заседании нефтяной секции Центральной комиссии по разработке ме сторождений полезных ископаемых, посвященном вопросу повышения уровня использования ПНГ, было отмечено, что формировавшаяся в России система использования ПНГ в нынешнем виде не устраивает ни поставщиков, ни потребителей ПНГ. При этом в России и мировом сообществе имеются необходимые тех нологии, техника и материальные ресурсы для экономически эффективного использования ПНГ.

Решением ЦКР Роснедра (Протокол № 3458 от 20.10.2005 г.) нефтяным компаниям рекомендовано:

- разработать детальные программы инвестиций в процессы и технологии использования ПНГ с целью реального сокращения потерь до 2012 года и в связи с обязательствами России согласно Киотскому прото колу;

- на всех стадиях проектирования разработки месторождений предусматривать в составе проектных до кументов разделы по использованию ПНГ с проведением их обязательной экспертизы.

В течение 2005-2007 годов ОАО «НижневартовскНИПИнефть» были разработаны программы мероприя тий по обеспечению рационального использования ПНГ на месторождениях крупных нефтегазодобываю щих компаний.

В ходе разработки программ были применены следующие подходы (рисунок 1):

1. Разделение всех месторождений НГК на группы по географическим и технологическим признакам.

2. Ресурсные и технико-экономические подходы:

- создание ресурсной базы данных по месторождениям в динамике по годам;

- оценка и рекомендации применяемых технологий и оборудования для переработки ПНГ;

- технико-экономическое обоснование вариантов использования ПНГ с учетом применяемых техноло гий;

- применение комплексного использования ПНГ на месторождении.

В работах принципиально были рассмотрены два варианта использования ПНГ на месторождениях:

- традиционный, предусматривающий транспорт и реализацию ПНГ до газоперерабатывающего ком плекса;

- строительство собственных установок по переработке ПНГ и реализация продуктов переработки.

При переработке ПНГ предусматривалось получение нескольких продуктов, в том числе:

- сухого очищенного газа (СОГ);

- смеси пропан-бутана технического (СПБТ);

- газового конденсата.

Использование продуктов переработки ПНГ:

1) Сухого газа – для выработки электроэнергии на ГПЭС, для выработки тепла для обогрева администра тивно-бытовых зданий, линий воздухоподогрева автомобилей, для подогрева нефти.

2) СПБТ – в качестве альтернативного топлива для автомобилей, газомоторных двигателей, в населенные пункты для бытовых и производственных нужд, для поставки в танк-контейнерах до потребителя.

3) Переработка газового конденсата в дизельное топливо и бензин, которые используются в качестве то плива для автомобилей и выработки электроэнергии.

В ходе подготовки программ было определено, что варианты транспорта ПНГ до ГПЗ ОАО «Сибур» в независимости от расстояния месторождения до ГПЗ, убыточны. Главным образом, за счет низкой цены по купки ПНГ (в среднем до 250 р/1000 м3) и стоимости строительства газопровода, которая колеблется от 3, до 15 млн. руб./км.

Эффективными оказались все варианты переработки ПНГ, со сроком окупаемости от 2 до 7 лет.

В результате был рекомендован вариант централизованного сбора газа с нескольких месторождений для дальнейшей переработки. Такая централизация в большинстве случаев приводит даже к улучшению показа телей эффективности проекта.

При разработке программ использования попутного нефтяного газа были выявлены следующие пробле мы:

1. Отсутствие у большинства компаний:

- стратегических планов по преобразованию в ближайшей перспективе в интегральные энергетические компании;

- собственных или сервисных управлений по переработке ПНГ и эксплуатации в больших количествах ГПЭС, АГТЭС, пунктов отгрузки продуктов переработки ПНГ.

2. Отсутствие у российских машиностроительных заводов опыта по серийному выпуску малых и средних установок по переработке ПНГ.

3. Отсутствие на территории ХМАО-Югры потребного количества и системы их подготовки специали стов и рабочих по обслуживанию малой энергетики и установок по газопереработке.

4. Трудности, возникающие между нефтяной компанией (владельцем газа) и независимым инвестором, связанные с ценой и местом реализации газа, а также оплатой за созданную инфраструктуру для транспорта продуктов переработки газа.

5. Возможность потери газоперерабатывающими заводами ОАО «Сибур» сырьевых ресурсов при сохра нении существующей ценовой политики.

6. Межведомственные отношения при сооружении ГПЗ, ГПЭС, пунктов отгрузки продуктов переработки ПНГ.

Для создания условий реализации программ использования попутного нефтяного газа необходима госу дарственная поддержка, которая, как минимум, должна включать комплекс мер в таких областях, как недро пользование, ценообразование, тарифная политика, привлечение инвестиций.

В 2007 году на основании ранее выполненных работ по составлению «Программ использования ПНГ»

для нефтяных компаний была разработана «Методические рекомендации для определения технико экономической целесообразности использования попутного нефтяного газа месторождения».

УДК 552.5:551.762. Бурлева О.В.

МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ КЕЛЛОВЕЙ-ОКСФОРДСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОЙ ПОЛОВИНЫ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, oburleva@mail.ru Келловей-оксфордский этап является переломным в истории развития Западно-Сибирского бассейна.

Генезис формировавшихся в это время васюганской свиты и ее аналогов до сих пор является дискуссион ным и вызывает повышенный интерес исследователей. Седиментологический анализ келловей-оксфордских отложений основывался на исследовании вертикальных и латеральных взаимоотношений литофациальных ассоциаций, ихнофаций, генетической интерпретации гранулометрических данных алеврито-песчаных по род, с использованием палеонтологических, геохимических и минералогических индикаторов.

Автором была предложена следующая модель формирования келловей-оксфордских отложений запад ной половины Томской области. На начальном этапе формирования во время обширной келловейской трансгрессии на изученной территории отлагались фоновые глинистые илы (нижневасюганская подсвита) (рис. 1).

Бассейн имел нормальную соленость, что подтверждается геохимическими (содержание бора в аргилли тах составляет 90-110 г/т) и палеонтологическими данными (остатки двустворок, не переносящих опресне ния, фораминифер, реже костные остатки рыб и др.).

В конце келловейского-начале оксфордского веков с этапом регрессии связано накопление алеврито песчаного материала на сводах и алеврито-глинистого во впадинах. Каймысовский свод в келловейское время представлял собой группу преимущественно подводных поднятий, часть из которых находилась в относительно мелководной зоне. Содержание бора в глинистых породах составляет 75-100 г/т, что харак терно для нормально-морских и солоноватоводных отложений. Ф.Г. Гурари и др., рассматривая северную часть Каймысовского свода, формирование большей части песчаных тел подугольной пачки связывают с донными течениями и зонами их разгрузки, барами и подводными валами [1]. Для Усть-Тымской впадины большую роль в процессе осадконакопления сыграл Парабельский мегавал, вдоль которого поступал терри генный материал, сносимый реками с юго-восточного обрамления Западно-Сибирской геосинеклизы (рис.2).

Морской бассейн максимально регрессировал во второй половине нижнего-среднем оксфорде (меж угольная пачка, наунакская свита). В центральных и особенно юго-восточных частях геосинеклизы многие приподнятые участки морского дна полностью либо частично вышли из-под уровня моря. На Каймысовском своде наиболее крупные поднятия юго-западной части образовали «островные суши» с преимущественно заливно-лагунными условиями, небольшая часть на севере оставалась под водой. По данным [2] накопление крупных песчаных тел на Парабельском мегавале связано с отложениями палеорусел.

При трансгрессии моря в верхнем оксфорде основное формирование песчаных тел происходит за счет размыва подстилающих осадков и их переотложения (надугольная пачка, верхняя часть наунакской). На большей части изученной территории в это время господствовали прибрежно-морские обстановки, с увели чением роли мелководно-морских в западном и северо-западном направлениях. Лишь на Парабельском ме гавале выявлены отложения, сформировавшиеся в обстановках прибрежно-континентального, дельтового и аллювиального комплексов. Автором отмечены уровни размывов межугольной пачки на территории Кай мысовского и Нижневартовского сводов. Н.А. Брылина, Е.А. Гайдебурова, В.А. Конторович, В.А. Топешко, Г.Г. Шемин, Б.Н. Шурыгин и др. также отмечали в разрезах оксфорда уровни размывов осадков на Каймы совском, Сургутском, Нижневартовском сводах и Северо-Сургутской моноклинали.

Рис. 1. Модель формирования келловей-оксфордских отложений западной половины Томской области Ряд исследователей [3] отмечали, что в центральной части Каймысовского свода продолжали существо вать континентальные обстановки. Однако, наши исследования, работы Ф.Г. Гурари и О.С. Черновой [1-2] показали, что отложения надугольной пачки на территории Каймысовского свода обладают признаками прибрежно-морского и мелководно-морского генезиса (в них обнаружена многочисленная морская фауна, глауконит, пирит).

Таким образом, в результате комплексного детального седиментологического анализа келловей оксфордских отложений было установлено, что образование васюганской свиты происходило преимущест венно в обстановках прибрежно- и мелководно-морского комплексов. Формирование изученных разрезов наунакской свиты, в отличие от общепринятого мнения о ее существенно континентальном генезисе, в ос новном связано с дельтовым, в меньшей степени аллювиальным, в верхней части разреза – прибрежно морским комплексами обстановок.

Рис. 2. Палеогеографическая схема на время накопления подугольной пачки васюганской свиты на территории Усть Тымской впадины и Парабельского мегавала (на основе структурной карты по IIа (Конторович В.А., 2005)) Список литературы 1. Гурари Ф.Г., Кроль Л.А., Лаптева Е.Ю. и др. Моделирование условий формирования коллекторов ва сюганской свиты Каймысовского свода на основе литологического и электрометрического методов исследо ваний // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Доклады Юбилейной конференции в 3-х томах. Т.2, С-П, 1999. - С. 222-227.

2. Чернова Л.С., Иванова Н.А., Пустыльникова В.В. и др. Литологические особенности и терригенно минералогические коррелятивы верхнеюрских нефтегазоносных пластов с целью реконструкции условий их формирования // Материалы Седьмой научно-практической конференции, Ханты-Мансийск, 2004. - С. 213 220.

3. Белозеров В.Б., Иванов И.А., Резяпов Г.И. Верхнеюрские дельты Западной Сибири // Геология и геофи зика. – 2001. т.42. - № 11-12. - С. 1888-1896.

УДК 553.98(470.45) Арестов А. В.

ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ДЕЛЬТОВО-АВАНДЕЛЬТОВЫХ СИСТЕМ ВОЛГОГРАДСКОГО ПОВОЛЖЬЯ, В СВЯЗИ С ОЦЕНКОЙ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТЕРРИГЕННОГО ДЕВОНА.

ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», mmakhonin@lukoilvmn.ru В большинстве «старых» нефтегазодобывающих районов, к каким относится и Волгоградское Правобе режье, фонд разведанных объектов практически исчерпан. Наиболее перспективным направлением для его наращивания в настоящее время является поиск неантиклинальных (стратиграфических и литологических) ловушек нефти и газа, добыча нефти из которых в ряде нефтегазодобывающих районов мира составляет до 80% от общего объема и по прогнозам будет увеличиваться.

Изучение ряда известных объектов этого типа показывает, что подавляющая их часть приурочена к тер ригенным образованиям, сложенным, главным образом, песчаными породами, представленными аллюви альными и дельтовыми отложениями с характерной рукавообразной, шнурковой или линзовидной геомет рией ловушек нефти и газа. Формирование данных ловушек, имеющих конседиментационный характер раз вития не зависит от тектонических движений, поэтому нефть и газ в них могут аккумулироваться намного раньше, чем будут сформированы в этом же интервале первые локальные поднятия.

Раннепалеозойская история юго-восточной окраины Русской платформы характеризуется частой сменой направления тектонических движений, с которыми связаны регрессии и трансгрессии морей, что явилось причиной фациальной пестроты отложений этого возраста в целом Наиболее длительные перерывы по результатам бурения устанавливаются в предворобьёвское и в пред пашийское время [1].

Воробьевское время на рассматриваемой территории начинается наиболее продолжительным в среднем девоне перерывом в осадконакоплении. Накопление отложений воробьевского возраста происходило в ус ловиях от прибрежно-морских на западе района до мелководно-морских на востоке. Береговая линия мор ского бассейна проходила в районе Хоперской моноклинали, пересекая её с юго-запада на северо-восток.

В ранневоробьевское время в районе Терсинской структурной террасы была сформирована обширная дельтово-авандельтовая система. Разгрузка палеопотока происходила в районе Петрушинско-Абрамовского участка Арчединско-Дорожкинской депрессии, в центре исследуемого района, о чем свидетельствуют мак симальные толщи (до 80 м) ранневоробьевских песчаников.

В районе Линевской мульды (северо-восточная часть района исследования) в нижневоробьевское время также предполагается существование не большой дельтово-авандельтовой системы юго-западного прости рания, которая, пересекая обширную зону пляжа, разгружалась в районе Верхне-Добринской, Нижне Добринской и Меловатской площадей, о чем также свидетельствуют повышенные толщины песчаников (до 106 м).

По сравнению с предшествующими веками в пашийское время, существовали наиболее мелководные ус ловия и рядом авторов предполагается предпашийский перерыв в осадконакоплении. В результате чего бы ли сформированы обширные аллювиально-дельтовые системы. В целом направление стока палеопотоков пашийского времени совпадает с направлением стока палеоречных систем ранневоробьевского возраста.

На северо-западе Терсинской структурной террасы намечено существование двух дельтово авандельтовых потоков - Ивановского и Терсинского. Их разгрузка происходила в районе Петрушинско Абрамовского участка Арчединско-Дорожкинской депрессии в условиях осадконакопления, аналогичных ранневоробьевским. Изучение палеогеографических и палеогеоморфологических особенностей развития территории, основанное на исследованиях предыдущих авторов, позволило отметить унаследованность раз вития и заложения палеобассейнов, а также четкую корреляционную зависимость заложения палеоречной сети от структуры поверхности докембрийского фундамента [2,3].

Установлено, что основным рельефообразующим фактором, в средне-позднедевонское (ранневоробьев ское и пашийское), время, явились морфометрические особенности поверхности фундамента. Они послужи ли основой для заложения разветвленной сети палеодельтово-авандельтовых систем и формирования в меж блоковом пространстве фундамента мощных толщ терригенных дельтово-авандельтовых отложений.

В альпийскую тектоническую эпоху осадочный чехол был дислоцирован и разбит сетью разломов на блоки. В результате активизации разломно-блоковой тектоники были созданы предпосылки для формирова ния ловушек комбинированного типа (структурно-литологических). В настоящее время выявлен целый ряд ловушек подобного генезиса в отложениях терригенного девона в пределах Кудиновско-Романовского при поднятого блока фундамента и Линевской впадине.

Доказано, что наибольшие толщины терригенных отложений дельтово-авандельтового генезиса в ука занное время четко коррелируются с межблоковыми элементами фундамента.

На основании особенностей палеогеографического развития территории Волгоградского Правобережья в ранневоробьевское и пашийское время, а также по результатам детального изучения гипсометрических осо бенностей подстилающего фундамента выделены перспективные участки в зонах развития авандельт [4].

Рис. 1. Схема сопоставления поверхности кристаллического фундамента и нижневоробьевско-пашийской аллювиально дельтовой систем с нанесенными перспективными участками для поисков УВ Всего выделено семь таких участков для нижне-воробьевско-пашийского комплекса отложений общей площадь 3788,3 км2. Плотность ресурсов категории D1 этой территории составляет порядка 28 тыс. т/км2..

Исходя из этого, ресурсы перспективных участков составляют более 10 млн.т./усл.т. (рисунок - 1).

Список литературы 1. Бабадаглы, В.А. Аллювиально-дельтовые системы палеозоя Нижнего Поволжья: / С.В.Яцкевич, М.Г.

Шебалдина, Л.П. Съестнова. - Саратов. - 1982. - С. 61-80, 85-101.

2. Карпов, П.А. Основные закономерности и природа изменения коллекторов нефтегазоносных отложе ний девона Волгоградской области: автореферат. -дис. докт. геол.-минер. наук / Карпов П. А. - Саратов, 1969. – 39 с.

3. Цыганкова, В.А. Геология и палеогеографические особенности формирования нижней части (ордовик ско-нижнефранский) осадочного чехла Волгоградского Поволжья в связи с перспективами нефтегазоносно сти: автореферат. -дис. канд. геол.-минер.наук / В.А. Цыганкова. - Волгоград, 1990. – 24 с.

4. Крук, П. Н. Прогноз распространения перспективных зон для поиска неструктурных ловушек УВ на основе анализа пластовых скоростей (на примере Волгоградского Правобережья) / П.Н.Крук, А.В. Арестов // Тр. ООО ЛУКОЙЛ-«ВолгоградНИПИморнефть». - Волгоград, 2006. - вып.65. - С. 109-116.

УДК 553.98.061.12/. Гашилова О.А.

ОСОБЕННОСТИ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ КОЛЛЕК ТОРА ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ЧКАЛОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (ПО НОВЫМ ДАННЫМ, ПОЛУЧЕННЫМ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИНЫ 501Р) ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», gashilova_olga@mail.ru В 2006 году на Чкаловском нефтегазоконденсатном месторождении была пробурена разведочная сква жина 501Р, при испытании которой из карбонатных отложений пласта М1 был получен промышленный при ток нефти и газа и на основании этого был осуществлен прирост запасов нефти по категориям С1 и С Чкаловское месторождение находится в южной части Александровского района Томской области. В гео логическом строении принимают участие отложения палеозойского складчатого фундамента, перекрытые несогласно залегающими породами осадочного чехла. По кровле доюрских образований Чкаловское подня тие разбито на ряд блоков тектоническими нарушениями с амплитудой до 20 м. По отражающему горизонту IIa (подошва баженовской свиты) месторождение приурочено к одноимённому поднятию, осложняющему северную часть Межозёрного вала – структуры II порядка. Межозёрный вал, в свою очередь, расположен в зоне сочленения трёх крупных тектонических элементов I порядка: Александровского свода, Средневасю ганского мегавала и Усть-Тымской мегавпадины. Нефтегазоносность месторождения связана с двумя ком плексами пород: верхнеюрским (терригенным) и палеозойским (карбонатным). Промышленно нефтеносным является пласт Ю11, приуроченный к верхней части горизонта Ю1 васюганской свиты и газоконденсато нефтяным – пласт М1, выделяемый в зоне контакта мезозойских и палеозойских отложений.

После последнего пересчета запасов Чкаловского месторождения (2004г.) для подтверждения прогноза расширения площади нефтегазоносности пласта М1, в восточном направлении от основных продуктивных блоков была пробурена разведочная скважина 501. При испытании в эксплутационной колонне в интервале 2968 – 2972 м (а.о. -2884,7 -2888,7 м) получен приток нефти дебитом 106 м3/сут на 8 мм штуцере и 30 тыс.

м3/сут газа на шайбе 8 мм. ВНК принят (водонефтяной контакт) на отметке а.о. – 2891 м. На основании по лученных положительных результатов осуществлен прирост запасов нефти по пласту М1. Помимо новой залежи, обнаруженной в результате бурения 501Р, в пласте М1 ранее выявлено две нефтяных с газовой шап кой (районы скв.1Р и 105), две нефтяных (район скв.18Р и 26Р) и одна газоконденсатная залежь (район 2Р).


Для уточнения модели и определения дальнейших перспектив рассматриваемого месторождения проведем сравнение литологического состава пород, вскрытых 501Р и пород основных уже разбуренных залежей.

Литолого-петрографическая характеристика пород фундамента Чкаловского месторождения:

Залежь района скв.1Р – массивная, тектонически ограниченная. По литолого-петрографическому описа нию разрез скважин, вскрывших данную залежь, представлен сланцеватыми андезитовыми порфиритами, туфами андезитовых порфиритов и известняками брекчеевидными кавернозными (рис 1).

Первые два типа пород сильно изменены. Изменения выражаются в карбонатизации, незначительной се ритизации и хлоритизации, а также в развитии сланцеватости и трещин. То есть вскрытая туфогенно осадочная толща пород представляет из себя в верхней части кору выветривания, в средней – слабодиагене тизированные разности литокластических туфов андезитовых порфиритов, в нижней – сланцеватые андези товые порфириты. В известняках присутствуют поры и каверны растворения и выщелачивания. Стенки трещин и каверны пигментированы бурым нефтяным веществом. Тип коллектора трещинно-кавернозно поровый с унаследованной и вновь образованной пористостью.

Залежь района скв.105 – строение данной залежи аналогично вышеописанной. К сожалению какая либо информация по литолого-петрографическому составу пород отсутствует, поскольку данная скважина вскры та 3 эксплуатационными скважинами, по которым отбор керна не предполагается.

Залежь района скв.18Р – массивная, тектонически ограниченная. По керну доюрские отложения пред ставлены аргиллитом черным, каменным углем, песчаником светло-серым и известняками, в разной степени брекчированными и содержащими многочисленные вторичные пустоты.

Рис. 1. Геологическая карта Чкаловского месторождения Залежь района скв.26Р – массивная, тектонически ограниченная. Из-за интенсивной трещиноватости по род отбор керна был затруднен и крайне неравномерен. Было изготовлено 25 шлифов, характеризующих зону контакта палеозойских и мезозойских отложений. Согласно их описанию изучаемый разрез можно раз делить на 5 типов. 1 Тип представлен органогенно-обломочными, брекчированными известняками, которые претерпели интенсивный катаклаз, разбиты многочисленными разно ориентированными трещинами. Оста точные пленки нефти наблюдаются в прожилках и трещинах, ориентированных субвертикально наслоению.

Породы неравномерно и слабо мраморизованы, в прожилках и порах присутствуют ромбоэдрические кри сталлы доломита. Известняки относятся к коллекторам трещинного и каверново-трещинного типа. Далее вверх по разрезу расположены графито-кремнистые сланцы (тип 2), прорванные прожилками кварц гидрослюдистого состава, ориентированными под разными углами к сланцеватости. Коллектор трещинного типа. Перекрывают данные отложения измененные туфолавы метаандезита (тип 3) с флюидальной тексту рой и андезитовым составом обломков и связующей массы. Коллектор трещинного типа. Пустотно-поровое пространство в толще связано с секущими прожилками, интенсивность которых вверх по разрезу увеличи вается. Прожилки носят тектонический характер, сопровождаются смещением и дроблением, в них отмеча ются следы нефтяной миграции. 4 Тип представлен катаклазированными мраморизованными известняками (пелитоморфными, органогенными), обладающими трещиновато-прожилковой и брекчиевидной текстурой.

Прожилки сложены кальцитом, содержат пленки нефти. Коллектор порово-трещинного типа. Последний выделенный 5 тип слагают породы, по текстурно-структурным особенностям близкие к андезито-базальтам.

Как и в предыдущих случаях, толща изменена, рассечена прожилками, катаклазирована, милонитизирована.

В ней интенсивно проявлены процессы окремнения, сидеритизации, кальцитизации, доломитизации, хлори тизации. Коллектор порово-трещинного типа.

Залежь района скв.2Р – массивная, тектонически ограничеснная. По описанию шлифов выделяются до ломитизированные известняки, известняки мраморизованные, доломиты, пропластки мраморов. В мрамори зованных породах выделяются коллектора трещинного типа, а в доломитах и доломитизированных извест няках трещинно-каверново-поровый тип коллектора с вновь образованной пористостью. Известняки в ос новной массе средне- и мелкозернистые, иногда с остатками остракод, кальцитизированные и окварцован ные со слабой пористостью, доломитизированные, мраморизованные. Текстура микростилолитовая, тре щинная, массивная прожилковая. Трещины тектонические, извилистые, ветвящиеся. Породы сложены в ос новном кальцитом, кварцем, доломитом, глинистым и органическим веществом.

Залежь района скв. 501Р – массивная, тектонически ограниченная. Согласно описанию шлифов, палео зойские отложения представлены в верхней части окремненным известняком, по породе развиты многочис ленные открытые каверны причудливой формы от 12 мм х 2 мм, приуроченные к слоеподобным участкам пигментации, обусловленным выщелоченными пустотками между зернами кварца. Подстилают данные от ложения доломиты светло-бурые, массивные, пятнисто узорчатые за счет интенсивной трещиноватости, средне-крупнозернистые, участками перекристаллизованные, слабо кавернозные. Разбиты многочисленны ми разнонаправленными, причудливо-извилистыми трещинами, «залеченными» кальцитом. Наблюдаются открытые трещинки, извилистые, кулисообразные, стилолитоподобные. Ширина микротрещинок от долей микрон до 10 микрон, протяженность различная (2,5, 3 см, т.е. в пределах шлифа). Каверны преимуществен но очень мелкие (доли микрон) развиты по всей породе, более крупные до 200-300 микрон единичны и по вторяют форму межзернового пространства. Ниже по разрезу известняк доломитизированный, перекристал лизованный, буровато-серый, брекчированный, сильно трещиноватый. Основная масса доломит кальцитовая средне-крупнозернистая. Развиты процессы перекристаллизации (крупные кристаллы кальцита, двойникование). Текстура слабо слоистая, пятнистая, за счет развития вторичных процессов доломитизации по водорослевым известнякам. Тип коллектора-трещинно-поровый и кавернозно-трещинно-поровый.

Из приведенного выше описания литологического состава вскрытых на Чкаловском месторождении до юрских пород следует, что скважина 501Р подтверждает наличие единого карбонатного массива, который был сформирован в единых фациальных условиях и в последствии разрывными нарушениями, выявленны ми сейсморазведочными и буровыми работами, разделен на отдельные тектонические блоки. Этот карбо натный массив слагают главным образом известняки органогенного происхождения, которые в каждом их этих блоков в той или иной мере подверглись вторичным преобразованиям, о чем свидетельствуют мате риалы литолого-петрографического анализа. Зачастую вторичные процессы настолько сильно преобразова ли породы, что диагностировать их первичный состав очень сложно. Например, в блоке, вскрытом скважи ной 2Р, первичные известняки наиболее интенсивно, по сравнению с остальными блоками, подверглись процессу мраморизации а также доломитизации вплоть до образования самих мраморов. Последние наблю даются также в разрезах скважин 8Р и 9Р, которые образовались в результате полной перекристаллизации известняка. В блоке, вскрытом новой скважиной 501Р, также как и в ранее разбуренных блоках скважин 8Р и 18Р, были вскрыты первичные известняки, подверженные интенсивной доломитизации до образования самих доломитов. Об этом свидетельствует присутствие в шлифах доломита различного реликтового мате риала: остатков пелитоморфного известняка, округлых образований органогенного генезиса, особенности форм пустотного пространства и рисунка трещин, присущих первоначальной породе-известняку.

Таким образом, высокая степень преобразованности карбонатных пород и сложная дизъюнктивная тек тоника сформировали на Чкаловском месторождении сложный тип коллектора – кавернозно-трещинно поровый. Определить закономерности распределения коллектора как по площади так и по разрезу пока не представляется возможным.

Подводя итоги по результатам бурения скважины 501Р нельзя оставить без внимания следующий мо мент. Получение притока нефти при испытании 501Р позволяет нам сделать вывод о возможной нефтепер спективности еще одного блока, расположенного к северо-востоку от 501Р и вскрытого всего лишь одной скважиной – 2Р. Дело в том что, вскрытая скважиной 501Р палеозойская залежь вызвала неоднозначные мнения о характере насыщающего ее флюида. Состав полученного флюида в промысловых условиях был определен как газоконденсат. Однако позднее в лабораторных условиях было установлено, что отобранная смесь есть не что иное, как нефть переходного состояния Таблица Классификация залежей по свойствам пластовых смесей (по Г.Ф.Требину,Н.В.Чарыгину,Т.М.Обуховой)1974г Класс Залежь Плотность при пластовых Молекулярная условиях, г/см3 масса Газовая I 0,225 – 0,25 Газоконденсатная II 0,225 – 0,45 20 – Нефтяная переходного состояния III 0,425 – 0,65 35 – Нефтяная IV 0,625 – 0,9 75 – Тяжелой нефти и твердых углеводородов V 0,875 Чкаловская, 501 0,551 Подобная ситуация могла сложиться и при бурении скважины 2Р. При перфорации интервалов 3020 3030 и 2976-2964 м были получены смеси углеводородов, определенные как газоконденсат, и залежь по со ставу отнесена к газоконденсатной. Однако согласно анализу устьевых проб этих интервалов в составе ото бранной жидкости присутствуют следы смол и асфальтенов а также парафины, что является нехарактерным для состава газоконденсата. К тому же залежь, вскрытую 2Р, нельзя считать чисто газоконденсатной хотя бы потому, что наличие нефти подтверждают сами результаты испытаний: в интервале 2976-2964 м в ходе ис следований на штуцере 10 мм была получена пластовая вода с пленкой парафинистой нефти. Рассмотрен ные материалы испытания можно считать некачественными, поскольку перфорация осуществлялась с по мощью перфоратора – ПКО-73, эффективного в основном для испытания меловых отложений, пробивная способность которого составляет всего 15 см. Естественно, что для палеозойских отложений, где диаметр скважин, как правило больше номинального, этого весьма недостаточно для получения реальной картины, приближенной к пластовым условиям.


В настоящее время геологоразведочные работы в данном блоке уже несколько десятков лет приостанов лены. Запасы этого блока относятся к газоконденсатной залежи и подсчитаны по категории С2. Учитывая выше изложенное, автор статьи рекомендует продолжить поисково-разведочное бурение именно в этом блоке, поскольку новые данные позволят решить вопрос о характере насыщающего флюида, уточнить мо дель данного участка месторождения и увеличить запасы нефти по категории С2 практически в два раза. Бу рение следует проводить по особой методике, специально разработанной для глубоко погруженных гори зонтов.

Список литературы 1. Ежова А.В. Отчет о научно-исследовательской работе «Изучения геологического строения и нефтега зоносности палеозоя Нюрольской и Усть-Тымской впадин» – г.Томск, 2003.

2. Ежова А.В. Отчет о научно-исследовательской работе «Литолого-петрографический состав пород зо ны контакта Чкаловского месторождения» – г.Томск, 2003.

3. Крец Э.С. Муратова А.Ш., Кузнецова Н.В. и др. Отчет о научно-исследовательской работе «Подсчет запасов нефти и газа Чкаловского месторождения Томской области» (балансовые запасы). Текст I – г.Томск, 1993.

4. Крец Э.С. Безходарнов В.В., Шевченко С.М. и др. Отчет о научно-исследовательской работе «Подсчет балансовых запасов УВ и ТЭО КИН продуктивных пластов Чкаловского месторождения» (балансовые запа сы). Текст I – г.Томск, 2004.

5. Чикишев Ю.А., Трушкин В.В. Краткий отчет по оперативному изменению Чкаловского нефтегазокон денсатного месторождения. – г. Томск, 2007.

УДК 552.5: 552. Кротова М.М.

ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА БОТУОБИНСКОГО ГОРИЗОНТА (СРЕДНЕБОТУОБИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ) Новосибирский государственный университет, KrotovaMM@ipgg.nsc.ru На сегодняшний день петрография остается одним из основных методов исследования и определения горных пород. Она позволяет довольно точно определить не только состав и свойства породы, но и помогает получить информацию о фильтрационно-емкостных свойствах, что в свою очередь, дает представление о перспективах нефтегазоносности.

Объект исследования - Ботуобинский горизонт Среднеботуобинского месторождения. Это месторожде ние расположено в северо-восточной части Непско-Ботубинской антеклизы. Изучался керн одной из сква жин, пробуреных на юго-востоке месторождения. Информация, полученная в результате бурения данной скважины, подтверждает вывод о широком развитии в пределах данной территории осадочных терригенных отложений вендского возраста [Мельников Н.В. и др., 2005]. Скважина вскрывает уникальный Ботуобин ский горизонг общей мощностью 34 м.

По литологическим и геофизическим данным в разрезе венда выделены курсовская и бюкская свиты.

Бюкская свита, в свою очередь, делится на нижнюю и верхнюю подсвиты. Отложения Ботуобинского про дуктивного горизонта соответствуют нижней подсвите бюкской свиты и представляют собой крупное пес чаное тело, вытянутое вдоль юго-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы.

Песчаники горизонта залегают на отложениях курсовской свиты, представленной в основном алевроли тами и аргиллитами. Переход от нижележащей толщи постепенный и фиксируется по возрастанию роли песчаников и алевролитов вверх по разрезу. Выше отложения горизонта перекрываются доломитами и ан гидритами с прослоями аргиллитов верхней подсвиты бюкской свиты. Верхняя граница также постепенная:

в песчаниках увеличивается содержание доломита и далее в разрезе преобладают доломиты с прослоями ангидритов.

Макроскопически породы Среднеботуобинского горизонта представляют собой серые мелко среднезернистые песчаники, которые из-за насыщенности углеводородами (в дальнейшем УВ) приобретают черный и темно-серый цвет. В его основании присутствуют прослои аргиллитов. В кровле пласта появляют ся зерна доломита. Еще одной характерной особенностью является незначительное содержание цемента в породе (от сотых долей до 5-7%). В породах наблюдается субгоризонтальная, пологая наклонная, косая и разнонаправленная слоистость. Однако наиболее характерны субгоризонтальная, пологая наклонная и косая слоистости.

Продуктивный горизонт сложен весьма однообразными песчаниками, местами с прослоями и примазка ми аргиллитов. Однако в его разрезе по дифференциации кривой ГК и петрографическим данным можно выделить три части: нижнюю, среднюю и верхнюю. В нижней части горизонта (около 7 м) идет переслаива ние аргиллитов и песчаников с постепенным возрастанием роли последних вверх по разрезу и появлением нефтенасыщенных черных разновидностей. Средняя часть (15 м) также сложена темно-серыми и черными нефтенасыщенными песчаниками. В ее составе наблюдается чередование пакетов метрового масштаба (0,5 1,5 м) с укрупнением зернистости вверх по разрезу. Песчаники разнозернистые с примесью алевритового материала, но в целом преобладает средне-мелкозернистая фракция. Сортировка в слоях хорошая. Верхняя часть горизонта (11 м) представлена серыми песчаниками и характеризуется постепенным переходом к до ломитам вышележащей верхней бюкской подсвиты, выраженным появлением зерен доломита в песчаниках кровли. В последовательностях метрового масштаба этой части разреза отмечается укрупнение зернистости вверх. В песчаниках присутствуют зерна различных фракций от алевритовой до гравелитовой, но преобла дающей является средне-крупнозернистая, причем сортировка средняя и плохая. В более мелкозернистых песчаниках наблюдается субгоризонтальная и пологая косая слоистость. В крупнозернистых разновидно стях слоистость практически отсутствует. В кровле горизонта встречаются выделения соли. Соль также ха рактерна и для отложений, вскрытых в нижней части продуктивного горизонта.

В разрезе часто наблюдается чередование песчаников и тонких (до 2 мм) слойков аргиллитов. Иногда эти слойки двойные, что может свидетельствовать о влиянии приливно-отливных течений, прорабатывавших песчаные отложения. Кроме того, в песчаниках можно наблюдать еще и знаки волновой ряби, фрагменты которых отчетливо видны в керне. Этот факт позволяет делать выводы, в целом, о мелководном генезисе пород. Наличие пакетов метрового масштаба с укрупнением зернистости вверх характерно для баровых от ложений.

Проведенные петрографические исследования позволяют сделать вывод, что пласт сложен песчаниками в основном кварцевого и полевошпат-кварцевого состава. По размерности они от мелкозернистых до круп но-среднезернистых. В породе представлены три основных типа цемента: поровый, пойкилитовый (иногда порово-базальный) доломитовый, контактовый (иногда базально-поровый) глинисто-гидрослюдистый и ре генерационный кварцевый. В породах встречаются акцессорные зерна турмалина, достигающие 0,1-0,15 мм, также выделения пирита, который в основном заполняет поры и трещины.

Породы представляют собой довольно зрелые кварцевые и полевошпат-кварцевые песчаники, с чередо ванием прослоев сравнительно более крупнозернистого и более мелкозернистого материала. Величина про слоев составляет от 0,25 мм до нескольких сантиметров. Несмотря на это, сортировка зерен, в среднем, до вольно хорошая. Как отмечалось ранее, в породах представлены различные типы цемента: от регенерацион ного кварцевого до пойкилитового доломитового и ангидритового. Особенно примечательно то, что в выде лениях пойкилитового доломитового цемента встречаются реликты ангидрита, что свидетельствует о высо кой концентрации поровых растворов [Логвиненко Н.В., 1962]. Доломитовый пойкилитовый цемент в ос новном образует микроучастки размером менее 1 мм, но иногда образует довольно крупные участки (до 2- мм), в случае массового распространения пойкилитового цемента порода становится существенно менее проницаема.

Песчаники, как правило, пористые. Размер пор от сотых долей мм до 0,35 мм. Особенно хорошо струк тура порового пространства наблюдается в прокрашенных шлифах.

Анализ распределения типов песчаников показал следующее: наблюдается общий тренд на возрастание зернистости вверх по разрезу. По составу в нижней части пласта наблюдается увеличенное содержание ко личества полевого шпата до 15-20%. Постепенно вверх по разрезу количество полевого шпата уменьшается и не превышает 3-5%. Пик содержания полевого шпата совпадает с преобладанием мелкозернистой песча ной фракции. Соответственно и изменение значений кривой ГК связано с увеличением содержания ПШ в породе. Как уже отмечалось, для песчаников характерно минимальное развитие цемента. По всему разрезу развит регенерационный кварцевый цемент. Доломитовый, в том числе пойкилитовый, также встречается по всему разрезу, но наиболее широко он развит в нижней части продуктивного пласта, где его содержание порой достигает 10%. Контактовый глинисто-гидрослюдистый цемент также отмечается по всему разрезу, но наиболее характерен для его нижней части (однако его содержание до 3-4%). Следует отметить, что в верхней части пласта наблюдаются интервалы, в которых этот тип цемента не фиксируется. В поровом про странстве отмечаются включения битума, который образует скопления в виде прослоев, линз и пятен. Наи более повышенные концентрации выделяются в нижней и средней части пласта, что хорошо подтверждает ся макроскопическими исследованиями.

Данные петрографии, макроописание пород и анализ цикличности разреза позволяют сделать предполо жение, что эти песчаники представляли собой отложения крупной баровой системы, которые периодически перерабатывались приливно-отливными каналами [Эллиотт, 1990].

По данным петрофизических исследований отложения горизонта обладают хорошими коллекторскими свойствами. Тем не менее, отмечается некоторая дифференциация значений ФЭС по разрезу. В нижней час ти пористость в среднем около 16 %, а проницаемость варьирует от 50 до 600 мД. Наилучшие коллекторские свойства наблюдаются в нефтенасыщенных песчаниках средней части. Пористость в этой части также около 16 %, а значения проницаемости, в целом, выше (от 50 до 2700 мД). При этом, в каждой из последователь ностей метрового масштаба происходит увеличение проницаемости снизу вверх. В верхней части порис тость и проницаемость песчаников в общем становятся чуть ниже (около 13% и от 60 до 500 мД).

Таким образом, на основании литологических и петрофизических исследований, можно сделать вывод о развитии в ботуобинском горизонте коллекторов преимущественно порового типа со средними значениями пористости около 16% (от 5 до 22%) и проницаемости 70410-15 м2(от 38 до 278810-15 м2). Наиболее хоро шими коллекторскими свойствами обладают отложения средней части горизонта, особенно верхние более крупнозернистые части пакетов метрового масштаба.

В основном, фильтрационно-емкостные свойства пород контролировались размерностью и сортировкой зерен в песчаниках.

Таким образом, ботуобинский горизонт представляет собой потенциальный резервуар, в котором в каче стве коллектора выступают песчаные баровые, отложения нижней бюкской подсвиты, а флюидоупором яв ляются доломиты и ангидриты верхней бюкской подсвиты.

Список литературы 1. Мельников Н.В., Якшин М.С., Шишкин Б.Б. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири.

Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления. – Новосибирск: академическое издание «Гео», 2005 – 428 с.

2. Эллиотт Т. Побережья с терригенной седиментацией //Обстановки осадконакопления и фации: в 2-х т.

Т. 1: Пер. с англ./под ред. Х.Рединга. – Москва: Мир, 1990 – 192-231 с.

3. Логвиненко Н.В. Основы методики исследования осадочных пород – Харьков: Издательство ХГУ им.

Горького, 1962 – 197 с.

УДК 551.763.333(571.1) Огнев Д.А.

СТРАТИГРАФИЧЕСКОЕ ПОЛОЖЕНИЕ ЧАСЕЛЬСКОЙ И САЛПАДИНСКОЙ СВИТ В РАЗРЕЗЕ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ОАО «Сибирский научно-аналитический центр», г. Тюмень, it_department@sibsac.ru Геолого-геофизическая и биостратиграфическая изученность надсеноманского нефтегазоносного ком плекса севера Западной Сибири крайне неравномерна. Наиболее полно материалами геофизических иссле дований, а также исследованиями керна охарактеризованы турон-сантонские образования. Кампан маастрихтские отложения такими данными освещены гораздо хуже. В первую очередь это относится к арк тическим районам провинции, где каротаж проводился в подавляющем большинстве поисковых и разведоч ных скважин от кондуктора и ниже. В результате проводимых нами исследований, связанных с созданием геологической модели строения надсеноманского нефтегазоносного комплекса, было установлено, что су ществующее на сегодняшний день стратиграфическое расчленение верхнемеловых отложений требует неко торой доработки и уточнения. Речь идет о границе между кампанскими и маастрихтскими отложениями при переходе от Ямало-Уренгойского к Тазовскому и Усть-Енисейскому типам разрезов. Здесь Березовская сви та кампанского возраста сменяется на часельскую свиту [1], далее на салпадинскую и перекрывается отло жениями танамской свиты, аналогом которой на западе является ганькинская свита. Последнее отражено в схеме районирования верхнемеловых отложений, утвержденной решением 5-го Межведомственного регио нального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины, прове денного в Тюмени в 1990 году [2]. Кровля часельской и салпадинской свит, согласно этой схеме, соответст вует границе кампана и маастрихта. Она находится выше кровли березовской свиты как в возрастном отно шении так и по положению в разрезе, что значительно затрудняет структурные построения. Остается непо нятным вопрос о сопоставлении огромной толщи пород верхнечасельской подсвиты района Тазовского и Заполярного поднятий с одновозрастными отложениями южной части Тазовского литофациального района, где их мощность сокращается как минимум в два раза.

Нами было составлено 18 детальных корреляционных схем (рис 1), охватывающих всю территорию се вера Западной Сибири и включающих максимальное количество информативных по материалам ГИС сква жин. При сопоставлении разрезов скважин в конечном итоге достаточно уверенно прослежены реперные литологические пачки, соответствующие в разрезе кампан-маастрихта слоям с высокими показаниями ка жущихся сопротивлений. Все корреляционные схемы взаимоувязаны. На одном из фрагментов составлен ных схем показано существующее на сегодняшний день сопоставление верхнемеловых отложений при пе реходе от Ямало-Уренгойского к Тазовскому и Усть-Енисейскому литофациальным районам (рис 2).

На схеме видно, что наряду с увеличением мощностей рассматриваемых толщ в восточном направлении происходит их значительное опесчанивание. Однако, даже при существенном изменении литологического состава и кампанских, и маастрихтских отложений граница, соответствующая кровле березовской свиты в Ямало-Уренгойском районе, вполне отчетливо прослеживается на всех схемах, включая Тазовский литофа циальный район. Кроме того, имеющиеся биостратиграфические определения возраста рассматриваемых осадков на Водораздельной, Русской, Тазовской и Южно-Русской площадях, указывают на некоторое несо ответствие существующего сопоставления ранее выделенных свит.

Дело в том, что комплексы фораминифер с Spiroplectammina variabilis, отнесенные некогда к кампану, на утвержденной стратиграфической схеме расположены в нижней части маастрихта, а выделенная со страто типом в скв. 10 Заполярной площади часельская подсвита в верхней своей части содержит указанный ком плекс фораминифер, хотя на стратиграфической схеме ее верхняя граница соответствует границе кампан маастрихт. Другие комплексы маастрихта (с Spiroplectammina kasanzevi) и кампана (с Spiroplectammina op tata, S. Senonana) обнаружены и в Ямало-Тюменском и Тазовском литофациальных районах [3]. С учетом вышесказанного мы предлагаем опустить кровлю часельской свиты ниже примерно на 100 метров и сопос тавлять её с кровлей березовской, при этом стратотип свиты принимать по разрезу той же 10 Заполярной скважины, но в интервале 540-1081. Перекрывающие отложения в Ямало-Тюменском литофациальном рай оне выделять в объеме ганькинской свиты, а танамскую и нижележащую салпадинскую свиты выделять только в Усть-Енисейском районе, т.е. там, где они и были выделены первоначально.

Список литературы:

1. Кулахметов Н.Х., Мишульский М.И. Часельская свита (верхний коньяк-кампан). Труды ЗапСибНИГ НИ, выпуск 121, стр.88-89, Тюмень, 1977г.

2. Решение 5-го Межведомственного Регионального Стратиграфического Совещания (МРСС) по мезо зойским отложениям Западно-Сибирской равнины. Объяснительная записка. Региональные стратиграфиче ские схемы мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины. ЗапСибНИГНИ,стр.48-53, Тюмень,1991 г.

3. Киприянова Ф.В. Биостратиграфия верхнего мела Западной Сибири. Труды ЗапСибНИГНИ, стр. 115 127, Тюмень, 1989 г.

УДК 552.122(571.122) Попов А.Ю.

СТРОЕНИЕ, УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ГОРИЗОНТА Ю2 СЕВЕРНОГО СКЛОНА ХАНТЕЙСКОЙ ГЕМИАНТИКЛИЗЫ Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, popovay@ipgg.nsc.ru Одним из основных объектов для поиска нефти и газа в юрском комплексе Западной Сибири в последнее время является горизонт Ю2 центральных районов. Формирование его предшествовало глобальной келло вейской трансгрессии, повлекшей существенную смену режимов осадконакопления в Западно-Сибирском бассейне. Значительная фациальная изменчивость горизонта и, как следствие, крайне неоднородный разрез является причиной дискуссий и разных взглядов на интерпретацию палеообстановок его формирования.

Объектом исследования является горизонт Ю2 центральной части Широтного Приобья на площади по рядка 2 тыс. км2. Район исследований расположен в Уват-Мегионском и Варьеганском структурно фациальных районах, а стратиграфически горизонт приурочен к верхней части верхнетюменской подсвиты, соответствуя верхам среднего – большей части верхнего бата. В структурном плане район исследования располагается на северном склоне Хантейской гемиантиклизы на участке северо-восточнее Центрально Сургутского куполовидного мезоподнятия.

При проведении палеогеографических реконструкций был выполнен литофациальный анализ керна скважин, с привлечением данных геофизических исследований более 200 скважин. Большое значение уде лялось тектоническим особенностям строения юрского структурного яруса (Беляев и др., 1999), которые определяют распределение толщин горизонта и дают представление о палеорельефе изучаемой территории.

Так мы можем видеть относительно погруженные участки в восточной и северной частях и приподнятые участки в центре и на юго-западе района.

В процессе работы были построены седиментационные модели горизонта, при создании которых исполь зовались вещественно-текстурные характеристики пород, результаты ихнофациального анализа, учитыва лись палеонтологические данные, материалы геофизических исследований, анализировались вертикальные и латеральные последовательности литофациальных ассоциаций, выделенных в разрезах (Рейнек, Сингх, 1981;

Обстановки…, 1990 и др.).



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 13 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.