Пространственно-генетические связи геохимических аномалий с залежами углеводородов на примере центральной части Катангской седловины: Сибирская платформа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Дыхан, Светлана Владимировна

• Дыхан, Светлана Владимировна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Дыхан, Светлана Владимировна

ВВЕДЕНИЕ.

1. ИСТОРИЯ ВОПРОСА.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ.

2.1.Стратиграфи я.

2.2. Интрузивные образования.

2.3. Тектоника.

2.4. Подземные воды.

2.5. Нефтегазоносность.

3. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ.

4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ И ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОХИМИЧЕСКИХ АНОМАЛИЙ.

4.1. Особенности состава нефтей и свободных газов.

4.2. Геохимические аномалии по органическому углероду, битумоидам, и нафтидам.

4.3. Литогеохимические аномалии нижней геохимической зоны.

4.4. Литогеохимические аномалии в подпочвенных отложениях Собинского месторождения.

4.5. Газогеохимические аномалии поверхностной зоны Собинского месторождения и Аявинско-Хребтового участка.

5.ГЕОЛОГО- ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ.

5.1.Геолого-геохимическая модель Собинского месторождения.

5.2.Геолого-геохимическая модель прогнозного Аявинско-Хребтового месторождения.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Пространственно-генетические связи геохимических аномалий с залежами углеводородов на примере центральной части Катангской седловины: Сибирская платформа»

Актуальность. Активное лицензирование месторождений нефти и газа, подготовленных и выявленных структур с целью разработки и наращивания запасов привело за 1992 - 2004 годы к резкому сокращению фонда подготовленных лицензионных участков в нефтегазоносных районах Российской Федерации. Поэтому, одной из главных задач МПР России является подготовка недр к лицензированию на слабоизученных территориях, в том числе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции и в первую очередь её наиболее перспективных нефтегазоносных областей. К числу последних относится и Катангская НГО - объект исследования в настоящей работе.

Подготовка фонда новых лицензионных участков в условиях ограниченного бюджетного финансирования возможна только с применением новых методов и инновационных технологий. В связи с этим, прогнозирование и выявление скоплений нефти и газа по комплексу геолого-геохимических, литогеохимических и геофизических показателей до проведения глубокого бурения являются важнейшей актуальной проблемой геолого-разведочных работ на современном этапе.

В последнее время на территории Восточной Сибири значительные объёмы в поисковых геолого-разведочных работах составляют прямые геохимические методы, что в значительной мере способствует их развитию и совершенствованию.

Преимущество прямых геохимических методов заключается в том, что они направлены на поиск не ловушек, а непосредственно самих скоплений нефти и газа, что позволяет выявлять залежи всех типов, поиски которых можно проводить и в малоизученных районах. Особое значение эти методы приобретают в регионах со сложным геологическим строением, на территориях, основные перспективы которых связаны с поиском залежей в неантиклинальных ловушках.

Цель и задачи исследования. Цель работы - выявить сингенетичные геохимические поля, сформировавшиеся в рифейских, вендских и кембрийских отложениях на этапах седиментогенеза и катагенеза, аномальные геохимические поля, образованные под влиянием залежей углеводородов в пределах Катангской седловины Сибирской платформы и установить их пространственно-генетические связи с углеводородными скоплениями по комплексу геологических, геохимических и литолого-геохимических методов.

Достижение поставленной цели связано с выполнением следующих задач:

- проанализировать опубликованные материалы по прямым геохимическим методам поисков нефти и газа, изучить теоретические представления о формировании геохимических полей в зоне влияния углеводородных скоплений и основные методические приёмы их выявления с целью совершенствования прямых геохимических методов поисков применительно к осадочному чехлу Катангской седловины;

- выявить закономерности распространения геохимических аномалий в нижних (рифей-вендских и нижнекембрийских) горизонтах осадочного чехла по результатам изучения керна глубоких скважин на территории Собинско-Тэтэринского структурного мыса (с.м.) и Аявинского с.м. Катангской НГО;

- выявить закономерности распределения геохимических аномалий в верхних (средне- и верхнекембрийских) горизонтах осадочного чехла по результатам изучения керна колонковых скважин на территории Собинско-Тэтэринского с.м. Катангской седловины;

- установить наиболее эффективные геохимические коэффициенты для выявления газогеохимических аномалий и прогноза нефтегазоносности недр с помощью интерпретации аналитических материалов;

- установить закономерности распределения газовых аномалий и выявить их связи со скоплениями углеводородов в пределах центральной части Катангской седловины.

Защищаемые положения и научные результаты:

- генетические связи Ванаварской битумной залежи и группы нефтегазокон-денсатных месторождений в пределах Собинско-Тэтэринского с.м. с первичными геохимическими аномалиями в вендских и рифейских нефтегазопроизводящих толщах и формирование Собинского месторождения за счет латеральной миграции нефтей из Ванаварской залежи;

- изменение пород (окремнение, карбонатизация, сульфидообразование, перекристаллизация, растворение, выщелачивание), залегающих над Собинским месторождением, за счет миграции из залежей пластовых флюидов и формирование геохимических аномалий, фиксируемых по геохимическим коэффициентам и коэффициентам аномальности элементов;

- закономерности размещения и пространственно-генетические связи геохимических аномалий по метану, этану, углекислому газу в подпочвенных отложениях над Собинским месторождением;

- прогноз нефтегазоконденсатного месторождения в пределах Аявинско-Хребтового участка с оценкой локализованных ресурсов категории Д

Научная новизна. Впервые с применением комплекса методов и на большом фактическом материале выявлены лито-геохимические аномалии в породах над Собинским нефтегазоконденсатным месторождением и газогеохимические и литогеохимические аномалии в подпочвенных осадках на территории Собинско-Тэтэринского и Аявинского структурных мысов Катангской НГО.

Практическая значимость. На эталонном участке (Собинское месторождение) разработаны геохимические критерии прогноза нефтегазоносности территорий со сложным геологическим строением по комплексу газогеохимических, ли-то-геохимических и геологических материалов. С использованием полученных критериев дан прогноз нефтегазоконденсатной залежи в пределах Аявинско-Хребтового участка с оценкой локализованных ресурсов категории Д 1.

Фактический материал и методика исследований. В основу работы положены первичные геолого-геофизические материалы, керновый материал, собранные автором и коллегами по работе во время полевых сезонов в Ванаварской нефтегазоразведочной и Собинской геолого-поисковой экспедициях. В работе использованы обширные геолого-геофизические материалы ПГО « Енисейнефтегаз-геология», «Енисейгеофизика», КНИИГиМСа, ООО «Красноярскгеофизика» при содействии А.С. Ефимова, В.А. Кринина, А.А. Конторовича, J1.J1. Кузнецова, А.В. Пантелеева, А.Л. Проскурякова, Ю.А. Филипцова, В.Ф. Бобылева. Кроме того, привлекались литологические, геохимические и геологические данные, полученные в СНИИГГиМСе: Н.И. Матвиенко, А.И. Ларичевым, Ю.И. Коробовым, С.П. Кузьминым, Л.И. Килиной, Н.В. Мельниковым, М.В. Лебедевым, А.В. Исаевым, А.И. Сурниным, Л.Е. Стариковым, В.И. Чекановым и др.

Всего автором составлена коллекция из более 1200 образцов керна 12 глубоких и 4 колонковых скважин, которая была изучена литологическими, битумино-логическими, спектральными и химическими методами анализов. Кроме того, были переинтерпретированы материалы поверхностной газогеохимической съёмки, выполненной специалистами отдела органической геохимии по территории Со-бинского месторождения и Аявинско-Хребтового участка Катангской НГО на основе новых оригинальных методических разработок и современных компьютерных технологий. (300 проб из подпочвенных отложений).

Для достижения цели и решения поставленных задач автором использовался широкий спектр аналитических методов исследования кернового материала и проб подпочвенных отложений. Проводилась систематизация данных и математическая обработка материалов методами статистического, факторного и фрактального анализов. При рассмотрении вопросов методического плана широко привлекались литературные источники. Это, прежде всего, труды В.А. Соколова, А.В. Петухова, И.С. Старобинца, С.Л. Зубайраева, В.П. Исаева, Н.Б. Вассоевича, А.Э. Конторовича, О.В. Барташевич, J1.M. Зорькина, А.А. Карцева, Г.А. Могилев-ского, B.C. Вышемирского, С.С. Филатова и др.

Достоверность научных результатов обеспечивается достаточным объёмом фактического материала, использованием современных методов комплексной интерпретации данных и применением новейших компьютерных технологий обработки материалов.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на конференции «Поиски нефти, нефтяная индустрия и охрана окружающей среды» во ВНИГРИ (Санкт-Петербург, 1995), научной конференции, посвященной 120-летию основания Томского государственного университета (Томск, 1998), региональной конференции геологов Сибири, Дальнего востока и северо-востока России (Томск, 2000), третьей региональной конференции «Актуальные вопросы природопользования и пути эффективного освоения минеральных ресурсов Эвенкии» (Красноярск, 2001), международной научно-технической конференции «Горногеологическое образование в Сибири. 100 лет на службе науки и производства» (Томск, ТПУ, 2001); Международной конференции памяти академика П.Н. Кропоткина «Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ» (Москва, 20-24 мая 2002г).

Результаты исследований явились составной частью отчетов, выполненных в СНИИГГиМСе по заказу МПР России, КПР по Красноярскому краю и Эвенкия-природресурсы.

По теме диссертации опубликованы 9 работ.

Структура и объём работы.

Работа состоит из введения, пяти глав и заключения, общим объёмом 124 страницы текста, 70 рисунков, 15 таблиц. Список литературы включает в себя 106 наименований опубликованных и фондовых работ.

Диссертация выполнена в Сибирском НИИ геологии, геофизики и минерального сырья, в котором автор с 1988 года занимается проблемами прямых геохимических методов поисков месторождений нефти и газа под научным руководством к. г.-м. н. А.И. Ларичева

В процессе работы автор пользовался советами и замечаниями А.Э. Конторовича, Ю.И. Коробова, А.В. Кринина, Н.И. Матвиенко, Л.Д. Малюшко,

А.П. Хилько, Н.В. Мельникова, П.Н. Соболева, П.Н. Мельникова, А.В. Мигурского, А.В. Пантелеева, А.С. Фомичева, Г.В. Степанова, Ю.Г. Гладкого, Г.Е. Поляковой. Н.И. Ларичкиной. Всем этим специалистам автор выражает свою благодарность.

Особую признательность хотелось бы выразить А.Е. Михайловой за поддержку и помощь в оформлении диссертационной работы. Большая помощь в оформлении работы оказана Е.В Олейниковой, Л.Я. Киричук, Г.Н. Сазоненко, М.О. Захряминой, Е.В. Мещеряковым, А.В. Золотаревым.

Автор глубоко благодарен научному руководителю - кандидату геолого-минералогических наук А.И. Ларичеву за научно-методическую, практическую помощь, внимание и поддержку, оказанные во время работы над диссертацией.

1. ИСТОРИЯ ВОПРОСА

Основоположником теоретических представлений о формировании ореолов рассеяния вокруг нефтегазовой залежи считается В.И. Вернадский. Ещё в начале XX века он первым обратил внимание на важную роль природных газов в формировании зоны рассеянного углеводородонасыщения, а также физико-химических изменений среды и минеральных компонентов в прилегающих к залежи породах и образовании в них аномалий. «Газовое дыхание Земли.» так образно назвал Вернадский миграционный поток газов литосферы. Газообразные элементы играют в природе исключительно важную роль благодаря своей лёгкой подвижности, лёгкости проникновения в мельчайшие поры, большой растворимости в воде, большой химической активности сравнительно с равными объёмами твёрдых и жидких элементов /18/. В дальнейшем идея о возможности поисков нефтяных и газовых месторождений путем изучения рассеянных углеводородов в неглубоко залегающих породах осадочной оболочки литосферы была высказана В.А.Соколовым в начале 30-х годов и затем в последующие годы получила дальнейшее развитие.

В развитии теоретических основ прямых геохимических поисков нефти и газа можно выделить четыре этапа, определяющие их основные тенденции.

Начальный этап охватывает период с 1929 по 1968 г.г. то есть с того момента, когда В. А. Соколов в 1929 году разработал и предложил первый вариант газовой съёмки. Тем самым было положено начало развитию, как прямых геохимических методов, так и прямых поисков вообще. В это время были широко распространены представления, в соответствии, с которыми преобладающей формой переноса углеводородов из залежи считалась диффузия. Фундаментальные исследования этого процесса выполнил ВАСоколов. Развивавшиеся им принципы прямых поисков легли в основу разрабатываемой техники и методики сначала поверхностной (почвенной) газовой съёмки /73, 74/ затем глубинных газометрических съёмок по опорным горизонтам. В основе разработанной им методики лежала идея геохимических аномалий - повышенных концентраций УВ над залежами нефти и газа. Предполагалось, что эти аномалии формировались за счет миграции углеводородов из залежей, которая осуществлялась либо в виде свободного истечения газов и низкомолекулярных углеводородов, в результате чего образуются макровыходы, либо в виде диффузии газов под действием перепада давлений и разности концентраций, либо в виде миграции водорастворенных газов и низкомолекулярных углеводородов в процессе перемещения вод в пористых средах. К этому периоду относятся первые исследования специфики геохимической обстановки над залежами нефти и газа в силу биохимического окисления УВ и взаимодействия продуктов их окисления с минеральной средой. В работах В.Э. Левинсона, И.П. Свердобольского, С.Я. Вайнбаума /16, 85/ установлено, повышение рН и снижение Eh в зоне углеводородного насыщения. Экспериментально было подтверждено, что вода и углекислый газ, как продукты биохимического окисления УВ, участвуют в выщелачивании, переносе, аутигенном минералообра-зовании и других процессах. В свою очередь эти процессы приводят к накоплению в породах карбонатов железа, кальция, кремнезема, глинозема, и других новообразований, парагенетически связанных с битумоидами и углеводородными газами, образующими аномалии над скоплениями нефти и газа. Эти явления были положены в основу почвенно-солевых съемок. /35/.

Почти одновременно немецкий исследователь Ж. Лаубмейер (1933 г.) предложил поиски нефти по анализам почвенного газа /1/.

Идея аномалий была широко подхвачена советскими и зарубежными учеными, которые стали проводить геохимические исследования с целью выявления аномалий в поверхностных слоях осадочного чехла нефтегазоносных бассейнов. В течение этого периода было предложено несколько геохимических и биогеохимических методов поисков нефтяных и газовых месторождений

Первоначально методика выглядела очень привлекательно, давала интересные положительные результаты. Опытные работы в различных нефтегазоносных регионах выявили ряд различных геохимических аномалий. В отдельных случаях на газовых аномалиях были открыты нефтяные и газовые месторождения, но в большинстве случаев связи этих аномалий с залежами не подтвердились. На первом этапе решающая роль в процессе формирования аномальных концентраций над скоплениями нефти и газа отводилась диффузионному переносу. Теоретические и экспериментальные исследования в это время были ограничены изучением масштабов процесса диффузии в различных геологических условиях, характера проявления газонефтяных залежей на различных уровнях геологического разреза, механизма формирования аномалий /3/. Вскоре в предложенных методиках обнаружились существенные недостатки. Во многих случаях отмечалась зависимость аномалий не от залежей, а от обстановок на поверхности земли.

Постановка прямых геохимических методов оказалась преждевременной и малоэффективной. Во-первых, ещё не существовало достаточно разработанных теоретических основ прямых методов, во-вторых, не были выявлены закономерности пространственного расположения аномалий, отсутствовала эффективная аналитическая аппаратура и методы аналитических исследований. Отрицательные результаты поисков на этапе становления прямых геохимических методов в значительной мере ослабили к ним интерес, однако работа по совершенствованию этих методов не прекращалась и непрерывно совершенствовалась при активном участии В. А. Соколова /73/

Второй этап (1968-1974 гг.) характеризуется созданием основ теоретической и методической базы современных геохимических поисков месторождений нефти и газа. Многие работы этого периода посвящены созданию методов геохимического картирования полей концентраций в опорных горизонтах, изучению характера физико-химических процессов, связанных с газообменом в верхней части осадочной оболочки литосферы, и создаваемой ими геохимической зональности. В результате этих исследований изменились представления о вероятных формах массопереноса, определяющих процесс формирования полей аномальных концентраций, предпочтение стали отдавать фильтрационной модели миграции. В работах Л.М. Зорькина и В.А. Строганова образование аномалий углеводородных газов описано с позиций фильтрационной модели миграции углеводородов из залежи. Незначительная роль миграции углеводородов из залежи отводилась на данном этапе диффузии. /53/.

Успешное решение многих проблем нефтегазовой геохимии второго этапа обусловлено техническим перевооружением лабораторий, научно-техническим прогрессом в области аналитических исследований. В этот период появились новейшие спектрометрические и хроматографические методы, позволяющие изучать геохимические параметры на молекулярном и атомарном уровнях. Вследствие этого углубилось изучение рассеянного органического вещества и микропроявлений углеводородных газов, как источников формирования аномальных концентраций не связанных с залежами нефти и газа.

В работах этого времени В.А. Соколова, И.С. Старобинца, Д.С. Коробова, О.В. Барташевич, Е.Д. Стадника, Л.М. Чекалина, В.Н. Михальковой, А.В. Петухова отражено изучение структурно-тектонических, литологических и гидрогеологических факторов, контролирующих пространственную локализацию аномальных концентраций углеводородов в отложениях над залежами. /8, 54, 61/ В них были установлены корреляционные зависимости между органическим веществом и сингенетическими углеводородными газами пород, разработаны количественные критерии оценки генетической природы полеобразующих углеводородов. /54/.

Третий этап (1975-1989 г.г.) Развивались теоретические и экспериментальные исследования в области геохимии природных газов, нефтепоисковой битуминологии, гидрохимии, микробиологии, литогеохимии, изотопной геохимии и радиогеохимии. Большое внимание уделяется литогеохимическим методам, изотопной геохимии и радиогеохимии. В 1975 году издаются рекомендации ВНИИЯГГа по геохимическим поискам залежей нефти и газа. /48/. Это способствовало активному опробованию геохимических методов в нефтегазоносных областях Средней Азии, Казахстана, Восточной и Западной Сибири. Основное внимание уделяется систематизации данных, приведению методик и средств геохимических исследований к единым стандартам, их унификации.

В отличие от ранее существующих утверждений, получают развитие взгляды, в соответствии с которыми большое значение имеет парагенезис геофизических, геохимических и биогеохимических полей. Отмечается, что зонально-концентрическая структура этих полей определяется воздействием естественных напряжений земной коры, вызывающих локальный массообмен и субвертикальную миграцию УВ залежи. Это явление в 1980 году было зарегистрировано в Государственном комитете по делам изобретений как открытие N 234 /93/.

На основе экспериментов и физико-химического моделирования процессов изменения вещественного состава и физических свойств пород под воздействием углеводородов и полученных эмпирических данных на ряде месторождений было отмечено, что диффузия как разновидность массопереноса предшествует, сопутствует и завершает процессы фильтрации. /61,62/. Процессы эти развиваются по закону периодических колебаний, максимум интенсивности массопереноса соответствует периодам сейсмогеологической активности. Основным достижением этого этапа является использование системного подхода к изучению РОВ, УВ и процессам формирования их аномалий над залежами нефти и газа.

В это время начинает развиваться теория геохимического поля. Так, А.В. Петухов показал, что полеобразование - это объективно существующий процесс, в котором генерация, миграция, аккумуляция и диссипация вещества, в том числе и углеводородов, взаимосвязаны и неразрывны в целостных системах. Значительный вклад в научно-технические разработки на этом этапе внесли работы по изучению эпигенетических изменений пород в водоносных и нефтеносных пластах, а также породах надпродуктивных отложений, насыщенных эпигенетическими углеводородами. /63/. Работы В.Н. Быкова, А.А. Карцева, Г.А. Максимовича, А.Н. Нуриева, О.Г. Зарипова, Л.Н. Капченко., Р.С. Сахибгареева способствовали развитию представлений о процессах массопереноса в пределах критических участков термо-бароградиентных полей (система вода-порода), с которыми связано повышение диффузионной проницаемости пород, в том числе и практически непроницаемых глин, ангидритов, каменной соли. В эти зоны чаще всего попадают залежи нефти и газа, являющиеся источником повышенных градиентов температур, давлений и концентраций углеводородных и неуглеводородных компонентов в пределах локального геологического пространства.

Фундаментальной основой теории геохимических полей является учение об осадочных нефтегазоносных бассейнах И.О. Брода, И.В. Высоцкого и теории оса-дочно-миграционного происхождения нефти и газа Н.Б. Вассоевича.

Задачи по выделению пород с высоким содержанием органического вещества, установлению типа органического вещества, характерного для разных пород; оценки степени термической зрелости осадочных отложений с точки зрения возможности образования в них нефти и газа, определение нефте- и газоматеринских свойств различных пород и выявление следов миграции жидких и газообразных углеводородов, являются важными для понимания природы вторичных геохимических аномалий. Следует отметить, что приоритет в постановке перечисленных задач, разработке методов их решения принадлежит российским ученым. Особенно широкое развитие геохимические методы поисков нефти и газа получили в шестидесятых и семидесятых годах. Это нашло своё отражение в работах Н.Б. Вассоевича, B.C. Вышемирского, Д.И. Дробота, М.К. Калинко, А.Э. Конторо-вича, Е.С. Ларской, А.И. Ларичева, С.И. Неручева, И.Д. Поляковой, Е.А. Рогозиной, Б.А. Соколова, А.А. Трофимука, В.А. Успенского, А.С. Фомичева, О.В Четвериковой и других исследователей.

Современный этап-с 1990 г. Создавшиеся экономические условия в России потребовали применения относительно недорогих методов поисков месторождений нефти и газа. Этим объясняется возросший интерес многих геологических коллективов к прямым методам. Кроме того, появляется возможность создания компьютеризованных технологий при нефтегазопоисковых работах. Особое внимание в настоящее время уделяется совершенствованию аппаратурного обеспечения геохимических исследований, созданию компьютерных программ обработки и интерпретации данных разноуровневых геохимических исследований. Накопленный материал позволяет создавать базы данных, включающих полную информацию как о геологическом строении нефтегазоносных объектов, (площадей, разрезов, пластов), непродуктивных территорий, так и о геохимической специализации продуктивных, надпродуктивных и непродуктивных отложений.

Наиболее целенаправленно теоретические основы развивались во ВНИИ-ЯГГе. В основе теории геохимических поисков лежит представление о диффузионно-фильтрационном массопереносе углеводородных газов и низкомолекулярных жидких УВ из залежи в перекрывающие их породы. Газовая диффузия - единственный миграционный процесс, который протекает во всем объёме осадочного чехла от залежи до поверхности и формирует, поэтому, непрерывные пространственные ореолы непосредственно над залежами. Другим важнейшим фактором формирования аномалий в надпродуктивных горизонтах является миграция углеводородов, особенно газообразных, посредством фильтрации.

Разработка теоретической базы позволила ученым ВНИИЯГГа создать целый комплекс прямых геохимических методов. Он включает: газовый (газометрический), гидрогеохимический, биогеохимический, литогеохимический, битуминоло-гический методы.

Анализируя публикации последних лет, можно сделать вывод, что все исследователи, опираясь на теоретические основы формирования углеводородных полей, предлагают либо новые модификации отбора проб во время полевых работ, либо вносят какие-либо методические рекомендации при интерпретации материалов.

Так, в ЗАО НИЦ «Югранефтегаз» разработали методику отбора проб снежного покрова в два этапа: на первом по регулярной прямоугольной сети, в точках пересечения производят отбор проб. После лабораторного анализа, определения содержания углеводородов, отбивают линию контура аномалий. На втором этапе уточняют границу расположения каждой зоны путем отбора проб в клетках сетки, прилегающих к найденной линии контура. При этом клетки разбивают на четыре приблизительно равные части. После этого, по выделенным аномалиям дают рекомендации для сейсморазведки и далее для заложения поисковых скважин. /58/.

В ЦНИИгеологии нерудных полезных ископаемых предлагают проводить отбор проб из-под пахотного слоя с исследуемых площадей, с известных площадей, расположенных над нефтегазовыми залежами (НГЗ) и с площадей, где отсутствуют залежи (НГН). Затем в пробах определяются все присутствующие химические элементы. Для интерпретации авторы предлагают метод многомерного дис-криминантного анализа, находят значение канонической дискриминантной функции (КДФ) и выявляют линейные комбинации содержаний химических элементов, показывающие максимально возможное различие между НГЗ и НГН. Выбирают совокупность значимых химических элементов, определяют уровень значений КДФ, гарантирующий наличие залежи. По выбранной совокупности значимых химических элементов находят значения КДФ в точках отбора исследуемой площади. На геохимических профилях выделяют точки, в которых КДФ превышает найденный уровень, гарантирующий заданную вероятность нахождения залежи. /59/

Коллектив ФГУП СНИИГГиМС с 1991 года включает применение комплексной газогеохимической съёмки в исследования на территориях Западной и Восточной Сибири. В ряде таких работ на территории Байкитской и Катангской НГО автор принимал непосредственное участие /94,95, 98,100, 101/.

В диссертационной работе в качестве основных используются газогеохимический, битуминологический и литогеохимический методы выделения аномалий. Ниже даётся краткая характеристика каждого из них.

Газогеохимический метод является основным в комплексе геохимических методов поисков нефти и газа. Поисковыми показателями данного метода являются качественный и количественный состав углеводородных и неуглеводородных газов и их соотношения для различных объектов опробования: почвенный слой, снежный покров, породы, донные осадки, подземные воды, воздух.

Метод газовой съёмки и по сей день является ведущим в традиционном комплексе геохимических методов и выполняется на всех стадиях региональных и поисковых работ на нефть и газ.

Метод заключается в определении концентраций газов, извлеченных из проб разными методами дегазации. Информативными газовыми компонентами при этом являются метан, газообразные и парообразные гомологи метана, непредельные газообразные УВ, моноциклические парообразные ароматические УВ (бензол, толуол). В качестве косвенных показателей многими исследователями используются неуглеводородные газы, такие как азот, диоксид углерода, гелий, водород.

Некоторые исследователи считают, что присутствие метана в почвенном слое или в осадочных отложениях само по себе не является надежным признаком УВ залежей, так как метан вырабатывается и при микробиологическом окислении современной органики, поэтому поисковым критерием рекомендуют считать аномалии этана, пропана, бутана и изобутана. Однако, благодаря повышению чувствительности масс-спектрометров, появилась возможность измерять отношение содержания изотопов углерода, которое используется для различения термогенного и биогенного метана. Благодаря этому методу метан, возможно, станет надежным поисковым критерием. /31,32/.

В последние годы значительные результаты по выявлению перспективных площадей достигнуты с помощью метода газовой съёмки по снежному покрову. Впервые метод был предложен Г.А. Могилевским с соавторами в 1969 г. /76, 77/. С 1988 г. этот метод используется и совершенствуется сотрудниками ОИГГМ СО РАН под руководством B.C. Вышемирского /21, 66/ применительно к геологическим условиям Сибири. По их мнению, преимущества метода заключается в том, что снежный покров является более однородной средой по геохимическим условиям, чем почвы и подпочвенные отложения. При интерпретации результатов съёмки используются несколько геохимических показателей: суммарное содержание гомологов метана Сг-Сб, отношение метана к сумме его гомологов, суммарное содержание непредельных УВ. Степень надёжности выделяемых аномалий определяется по контрастности суммарного содержания гомологов метана (основной показатель), которая изменяется от 2 до 35. Аномалии с контрастностью меньше 3 рассматриваются как малонадёжные. Пространственно аномалии образуют две группы: первая по форме и размерам примерно соответствует форме и размерам создающей её залежи, вторая обычно приурочена к зоне ВНК. На изученных площадях фиксируются аномалии каждой из групп.

Благодаря применению высокочувствительной аппаратуры (с чувствительностью к углеводородам около 10 част/млрд., к гелию и водороду около 5 част./ млн и к СОг- 0.02 %) в США значительно удалось повысить результативность геохимических поисковых работ. В результате обследования газовой съёмкой значительного количества площадей на территории США был установлен ряд закономерностей. Так, концентрация метана уменьшается при переходе от залежей сухого газа к залежам нефти. Микроконцентрации подпочвенных газов над газовыми залежами представлены в основном метаном, на нефтяных - метаном и более тяжелыми УВ. При смешивании газов из неглубокой нефтяной и глубокой газовой залежей состав газа из аномалий имеет промежуточный характер. Наличие крупных этан-пропан-бутановых аномалий определенно свидетельствует о наличии нефтеносных источников. Залежь считается промышленной, если отношение Ci к каждому из УВ от С2 до С5 по данным газового каротажа в бурящихся скважинах будет находиться в интервале от 2 до 200. /1/.

Битуминологический метод основывается на выявлении ореолов распространения нафтидов, изучении закономерностей их дифференциации и пространственной локализации в процессе миграции по зонам с повышенной проницаемостью от залежи к земной поверхности. Носителями нафтидного геохимического поля являются органические соединения в рассеянной форме или в виде гомогенных скоплений (нефть, газ).

Битуминологический метод направлен на изучение рассеянного ОВ и его компонентов, являющихся источником генерации углеводородов или продуктами аккумуляции углеводородных и неуглеводородных соединений, мигрировавших из залежи. Рассеянные формы ОВ создают сингенетичные (нормальные поля), а концентрированные - аномальные, возникшие в результате локального скопления миграционного битуминозного вещества. Наиболее последовательно битуминоло-гические исследования отражены в работах О.В. Барташевич.

В качестве диагностических показателей автор предлагает повышенное содержание ХБА, преобладание в его составе масляной фракции, доминирование функциональной группы, характерной для нефти, в маслах ХБА характер распределения концентраций н-алканов и изопреноидов соответствует таковому для вы-сококипящей фракции нефтей. Отмечаестся при этом необходимость благоприятной геохимической обстановки (близкое расположение углеводородного скопления от зоны геохимического опробования, интенсивный массоперенос мигрирующих соединений их сохранность, минимальное влияние вторичных факторов). Однако не всегда наблюдается соответствующая геологическая обстановка и отдельные показатели могут проявлять себя неоднозначно. Информативность би-туминологических методов повышается при комплексном подходе и глубоком изучении геологической обстановки территории /8/.

Исследователями для изучения РОВ поверхностных отложений предлагается термолиз дебитуминизированных пород с последующим изучением распределения индивидуальных УВ /25/. Метод может позволить решить вопрос о синге-нетичности или эпигенетичности растворимого ОВ.

Много внимания уделяется в нашей стране развитию литогеохимических исследований. В семидесятых годах учеными ВНИИЯГГа было выполнено обобщение всех материалов, касающихся эпигенетической минерализации и физических свойств пород коллекторов и покрышек в разрезах нефтегазоносных бассейнов. Развитию литогеохимии в настоящее время способствуют следующие обстоятельства:

- создание совершенной аналитической аппаратуры и внедрение методических приёмов для детального изучения вещественного состава пород;

- экспериментальное и теоретическое исследование взаимодействия органического вещества и углеводородных флюидов с вмещающей минеральной средой;

- критический анализ накопленного материала с позиций нефтегазопоиско-вой литогеохимии и достигнутого уровня экспериментальных и теоретических исследований.

С этого времени литогеохимические исследования развиваются в качестве самостоятельного поискового направления, которое является базой для разработки основ комплексирования прямых геофизических и геохимических методов поисков.

Литогеохимическое направление поисков залежей нефти и газа базируется на следующих положениях.

Миграция углеводородов из залежей происходит по зонам трещиноватости. Флюиды, достигающие поверхности, вступают в контакт с атмосферными водами. Благодаря этому создаётся благоприятная обстановка для биохимических реакций. В результате этих процессов осуществляется постседиментационное мине-ралообразование и перераспределение элементов.

Мигрирующие из залежи УВ приводят к повышению рН и снижению Eh в перекрывающих толщах. Это обуславливает минералообразование и перераспределение элементов /51/. Над залежами УВ наблюдается градиент рН не равный нулю, при этом скорость образования вторичного кальцита прямо пропорциональна градиенту концентрации ионов водорода, а глинозема и кремнезёма находится в обратной зависимости. При возрастании рН с глубиной скорость выпадения вторичного кальцита убывает, а вторичных глинозема и кремнезёма возрастает. Первоначально выпадение аутигенных минералов осуществляется непосредственно над залежами, на участках, где градиент не равен нулю /36/.

В результате происходит осаждение карбонатов и запечатывание верхних участков трещин. Тогда УВ мигрируют по субвертикальным обводным трещинам. Таким образом формируются кольцевые геохимические аномалии в виде трубо-образных зон распространения вторичных минералов.

В этих зонах формируются специфические ассоциации минеральных новообразований (кальцита, сидерита, пирита, кремнезёма, глинозёма и др.), аномальные концентрации ряда рассеянных элементов (Th, U, Ra, К, Ni, V, Со, Мп, Fe, Ti и др.). Аналогичные совокупности минеральных новообразований и концентрация микроэлементов отмечаются и в зонах ВНК. Преобразование пород коллекторов, формирование аномалий в зонах ВНК рассматривались в работах К.Я. Чепикова, Ю.В. Шепеткина, др. /90/.

Наиболее детально эти процессы описаны в трудах Р.С. Сахибгареева. Ли-тологические исследования пород-коллекторов, выполненные им и его коллегами, позволили установить, что преобразование пород на ВНК происходит в процессе дискретно-периодического формирования нефтяных залежей. Поступление УВ в залежи происходит поэтапно. После завершения каждого этапа формирования, т.е. после того как в ловушку прекращается поступление УВ, происходит стабилизация зоны ВНК /70, 71/.

В переходной зоне ВНК идет биогенное и хемогенное окисление нефтей, которое сопровождается образованием и концентрацией на ВНК битумов (мальт, асфальтов, асфальтитов) и растворением цемента и скелетной части терриген-ных или карбонатных пород. Процессы растворения осуществляются продуктами неполного и полного окисления нефтей, представленными жирными кислотами, перекисями, кетонами, альдегидами, углекислотой и сероводородом. Среда, образованная присутствием этих реакционноспособных веществ, оказывается агрессивной по отношению к кварцу, полевым шпатам, кальциту, доломиту и ангидриту. Растворению под действием агрессивных компонентов не поддаётся лишь матрица труднопроницаемых пород. Средняя мощность зоны растворения - зоны разуплотнения пород с вторичной ёмкостью составляет 7-10 м. Зона растворения (ЗР) захватывает не только переходную часть ВНК, но и распространяется вниз на 3-5 м в водонасыщенную часть пласта, следовательно, в зоне растворения выделяется две подзоны. Нижняя подзона формируется в водонасыщенной части пласта и отвечает области диффузии в подошвенные воды продуктов окисления нефтей. В случае фильтрации подошвенных вод продукты окисления и растворения выносятся из зоны ВНК за пределы ловушки. Эти процессы наиболее характерны для малоамплитудных структур. Верхняя подзона формируется в переходной зоне ВНК. Она содержит битумы и соответствует области непосредственного окисления УВ в среде, содержащей нефть и подвижные воды.

В случае отсутствия движения подошвенных вод, что имеет место на высокоамплитудных ловушках, ниже зоны растворения формируется зона цементации. Она образуется за счет переноса растворенных на ВНК и их выпадения в области, расположенной ниже зоны растворения, где концентрация агрессивных веществ резко уменьшается. Мощность зоны цементации достигает 1.5-2 м /41/.

Так как поступление УВ в ловушку происходит поэтапно, то возможны два варианта. Если порция УВ, поступившая в ловушку, полностью заполняет объём зоны растворения, то вновь формируемая зона сливается с зоной растворения древнего ВНК. Если же объём УВ, поступивший в ловушку, превышает объём по-рового пространства зоны растворения, то новая зона ВНК формирует зону растворения значительно ниже зоны растворения древнего ВНК. Эти зоны растворения будут разделяться пластом неизмененных пород.

Коллектора в зоне разуплотнения за счет выноса вещества становятся рыхлыми, пористость увеличивается на порядок. Объёмная плотность уменьшается на 0.2-0.3 г/ см3.

На степень изменения коллекторов в зоне разуплотнения влияет скорость поступления УВ в ловушку. При многократном и быстром поступлении УВ сдвигающийся вниз ВНК не успевает стабилизироваться, процессы окисления идут замедленно, поэтому растворение минералов происходит не столь интенсивно. Такие явления характерны для нефтяных залежей Западной Сибири.

При разрушении залежей характер изменения коллекторов на ВНК зависит от условий разрушения и движения подошвенных вод. В случае миграции УВ из залежей в перекрывающие толщи из-за нарушения их сплошности ВНК движется вверх, и продукты окисления нефти оказывают дополнительное растворяющее воздействие на коллектор. Это происходит при медленном подъёме ВНК на пологих структурах при наличии движения подошвенных вод.

При быстром подъёме ВНК, что происходит во время интенсивного разрушения залежи, нарушается фазовое равновесие в подошвенных водах, которое сопровождается выпадением кальцита, доломита, ангидрита, галита.

Разрушенные участки залежей по характеру проявления в сейсмическом волновом поле могут не отличаться от сохранившихся частей. При полном разрушении залежей в случае повторного разуплотнения коллекторских пород сейсмические и гравиметрические аномалии будут отличаться от сохранившихся залежей большой контрастностью. Бурение на таких аномалиях в Калининградской зоне нефтегазонакопления способствовало дискредитации сейсмических и гравиметрических методов прямых поисков /71/.

Таким образом, в зонах ВНК, в зонах геохимических аномалий над залежами меняются геохимические и физические свойства пород: пористость, проницаемость, плотность, магнитная восприимчивость, пластичность, электрические и скоростные характеристики. Это свидетельствует о пространственном совпадении физических, химических и биохимических полей.

Развитие представлений о характере преобразования минеральных и элементных ассоциаций в зонах залежей УВ позволили ученым ВНИИЯГГа разработать литогеохимические показатели нефтегазоносности /51,54/. Они выделяют несколько классов показателей.

В классе литохимических показателей выделяются два вида: показатели химического состава пород (элементы, ионы, комплексные соединения) и показатели физико-химических свойств (рН, Eh) среды в условиях естественного залегания пород. Из первого вида показателей наиболее информативными индикаторами нефтегазоносности являются элементы: Th, U, Ra, К, Си, Ni, Со, Mn, Hg, J, Fe, CI, В, S, Zn, Cr.

В классе минералогических показателей выделяют пять наиболее часто используемых видов минералов-индикаторов, отличающихся друг от друга по химическому составу и физическим свойствам. Это кремнистые, карбонатные, сульфатные, сульфидные и титанистые минералы-индикаторы. Из перечисленных минералов наиболее успешно используются при поисках вторичные новообразования кальцита, доломита и сидерита.

К литофизическим показателям относят оптические, магнитные, упругие, гравитационные, тепловые, барические и радиационные свойства пород. Изменение физических свойств пород обусловлено вторичными преобразованиями за счет воздействия газов и жидких УВ из залежей. В случае, когда происходит восстановление окисного железа до закисного железа, изменяется спектральная яркость пород. Образование вторичных карбонатов изменяет электрические, магнитные, упругие, теплофизические свойства пород, а также спектральную яркость. Появление новообразованных сульфидных минералов с удельной электропроводностью на 2-3 порядка больше, чем у вмещающих пород, вызывает возникновение электропотенциала на разделе различных минеральных сред.

Основной формой нефтегазопоисковых литогеохимических исследований являются полевые съемки, которые в зависимости от решаемых задач подразделяются на региональные, прогнозно-рекогносцировочные, поисково-оценочные и детальные /48/.

Литогеохимические съемки, включающие металлометрию, радиоспектрометрию, солеметрию, осуществляются путем отбора проб по сети профилей. Они базируются на выявлении полей концентраций химических элементов, ионов, комплексных соединений. При физико-химических съемках проводят измерения Eh и рН среды. В качестве поисковых признаков широко используется соотношение Fe2+ /Fe3+ в кислотной вытяжке и отношение Fe2C>3/FeO, соотношение сульфидной и сульфатной серы, соотношение минеральных форм марганца - брауни-та Мпг Оз и пиролюзита МпО, содержание в породах остаточного ОВ, количество пиритной серы, аутигенных минералов железа, соотношение пиритного и непи-ритного закисного железа.

Из минералогических съемок используется сиалитометрия, карбонатомет-рия, гипсометрия, сульфидометрия и титаномагнетитовая съемка.

Под сиалитометрический съемкой понимается изучение распределения и морфометрических особенностей кварца, халцедона, опала, полевых шпатов и глинистых минералов. Карбонатометрия основана на определении вторичных карбонатов, образовавшихся под влиянием эманаций УВ от залежей. Она часто сопровождается гипсометрической съемкой. Под сульфидометрией понимается изучение вторичной сульфидной минерализации, образовавшейся за счет мигрирующих УВ флюидов.

За рубежом широкое применение получил метод поисков, основанный на замерах величины термальной диссоциации карбонатов в подпочвенных слоях, которая происходит в результате окисления метана, мигрирующего из скоплений нефти и газа. Этот метод позволил зарегистрировать повышенное содержание СОг в подпочвенных слоях на площадях с месторождениями нефти и газа. Аномалии по СОг образуются в результате преобразования подпочвенных карбонатов под воздействием потока УВ, поступающих из глубинной залежи. Этим методом было выявлено 160 геохимических аномалий. В результате разбуривания этих аномалий было открыто 38 нефтяных и газовых месторождений, из них 22 % локализованы в ловушках стратиграфического типа. Коэффициент успешности составил 25 %. /51/.

Интересная методика поисков залежей УВ по соотношению марганца и железа (Mn/Fe ) в почвах и растительности была предложена американскими геологами H.C.Dalziel и N.J.Donovan. Выяснилось, что распределения этого соотношения элементов в почвах и растениях над залежами УВ и за их пределами сущест венно различаются /51/.

В первом случае это соотношение характеризуется высокими значениями (16:1), во втором случае оно имеет очень малую величину, а в ряде случаев содержание железа оказалось больше, чем марганца. Эти соотношения марганца и железа фиксируются в почвах, растениях и в коренных породах, залегающих вблизи поверхности. Авторы считают, что УВ, мигрирующие в перекрывающие залежи толщи, воздействуют на минералы, в составе которых имеются марганец и железо. Эти элементы оказываются подвижными и вместе с водой усваиваются корнями растений. Информативность отношения марганца к железу была проверена на ряде площадей российскими учеными. Оказалось, что на Верх-Тарском месторождении в Западной Сибири ясной зависимости от нефтяной залежи этот показатель по иглам хвои не обнаруживает / 22/.

Изложенный материал позволяет сделать вывод, что литогеохимические методы поисков - это сформированный комплекс способов и приемов получения информации о нефтегазоносности недр, информации, которая позволяет понять модели и механизмы геохимических процессов, позволяет оценить параметры геофизических и геохимических аномалий, их связь с залежами УВ. Все это поможет в будущем найти новые пути для практического использования литогеохими-ческой информации при поисках залежей нефти и газа.

Остановимся на опыте применения прямых методов поисков нефтегазовых залежей, которые проводились на территории Сибирской платформы, где находится объект исследования в данной работе - Катангская НГО. В Восточной Сибири прямые геохимические методы поисков начали проводиться с 1964 г. Внедрением методов прямых поисков на Сибирской платформе занимались многие коллективы /10, 12, 13, 14, 28, 29, 34, 65, 84, 86,/. Большой вклад в выявление закономерностей формирования геохимических аномалий внесли сотрудники Иркутского государственного университета. Исследования с целью выявления залежей УВ велись с применением широкого комплекса методов: газометрического, газокернового, вод-ногазового и гелиевого опробования, дегазации проб керна, хроматографического анализа газов, битуминологического и литогеохимического опробования грунтов, керна, термометрии /28,29/. Исследователи пришли к выводу, что первичный газовый фон и состав газов зависят от количества и степени катагенетической преобра-зованности органического вещества (ОВ).

Из-за неравномерности распределения ОВ первичное газовое поле приобретает полосчато-зональное строение с чередованием зон различных концентраций. В последующей геологической истории за счет изменения физико-химических условий в разрезе и диффузионного массопереноса происходит выравнивание концентраций и формирование "нормального геохимического поля" (НГП).

Рассеянные газы НГП углеводородно-углекислотно-азотного состава характеризуются относительно высоким содержанием водорода, концентрации которого увеличиваются вниз по разрезу, достигая максимума в базальных горизонтах осадочного чехла.

Во время формирования залежей за счет миграции УВ по проницаемым зонам происходит перестройка НГП. Коллекторские горизонты обогащаются УВ, доля метана в газах увеличивается по мере приближения к залежам. Окончательный состав газов формируется в залежи, где концентрация УВ становится максимальной, а количество водорода значительно уменьшается.

После формирования залежей за счет миграции УВ по проницаемым зонам в перекрывающие отложения происходит формирование аномального геохимического поля за счет перестройки всех его физических, литогеохимических, битуми-нологических, микробиологических составляющих.

Авторы убедительно показали, что контрастность углеводородных газов (УВГ) над контурными водами в зоне ВНК или ГВК выше, чем над ГНК. Этот эффект объясняется тем, что упругость газов в законтурных водах выше, чем в нефти. Это способствует миграции их в перекрывающие толщи. В нефтяной части пласта упругость газов значительно ниже, так как они легче растворяются в жидких УВ, следовательно, здесь миграционный поток УВГ слабее и ниже контрастность поля по УВГ.

Поля аномальных концентраций неуглеводородных газов (водорода, двуокиси углерода и в меньшей степени азота) в перекрывающих толщах концентрируются за пределами залежей.

Такой характер распределения концентраций УВГ формирует над неструктурными залежами зонально-полосчатые, а над структурными - кольцевые аномалии.

Большие работы по прямым геохимическим методам поисков залежей УВ проводятся ПГО "ВостСибнефтегазгеология". Геохимическая партия опытно-методической экспедиции объединения за период 1973-1978 гг. выполнила работы по выявлению аномалий в верховьях рек Лены и Ангары, провела газометрические и биохимические съемки в верхнем течении р.Нижней Тунгуски и на Не-пском своде, осуществила гидрогазогеохимические исследования на северном склоне Непско - Ботуобинской антеклизы. В 1984 - 1987 гг. геохимическая партия занималась опытно-методическими работами на Чонской, Дулисьминской, Ярак-тинской, Даниловской площадях и в акватории озера Байкал. Кроме того, были проведены прогнозно-рекогносцировочные работы на Сосновской, Ялыкской, Тэтэрской площадях и осуществлена обработка геохимических материалов глубокого бурения в районе Непского свода и Ангаро - Ленской ступени с целью дальнейшей разработки геохимических показателей нефтегазоносности.

В результате работ были получены интересные данные по классификации геохимических объектов на территории Иркутской области /104/. Авторы использовали как традиционный способ разделения точек на классы (перспективные, неперспективные, фоновые, аномальные), так и способ типизации газовых смесей. Они показали, что газовые смеси в осадочном чехле в контуре и за контуром месторождений можно разделить на нормальные, легкие, утяжеленные (нефтяные), тяжелые типы смесей УВ газов.

Нормальный тип газовых смесей характеризуется незначительным изменением контрастности всех компонентов, что отражает результат равномерного (относительно фона) нарастания всех УВ.

Легкий тип смесей образуется за счет вертикальной и субвертикальной дегазации осадочного чехла. Он характеризуется экспоненциальным убыванием концентраций от метана к гексану.

Тяжелый тип смесей обнаруживается над залежами в зонах ВНК и в при-разломных зонах. Он образуется за счет миграции тяжелых УВГ в осадочный чехол и диагностируется по линейно нарастающим концентрациям тяжелых УВГ.

Анализ пространственного положения залежей показывает преобладание нормального и нефтяного типа газовых смесей и уровень концентраций выше фона. В краевых частях залежей, в тектонически ослабленных зонах преобладает тяжелый тип газовых смесей, он контролируется структурными факторами (своды антиклиналей и т.д.).

Многолетние исследования по программе геохимических методов поисков нефти и газа проводятся сотрудниками ВНИГРИ на территории восточных районов Сибири. Ими разработан универсальный донный пробоотборник и набор экспресс-анализов в полевой лаборатории. Их исследования включают в себя газо- гео- и биохимическое опробование поверхностных отложений, газовую съёмку по группам мелких скважин, гидрогеохимическое изучение поверхностных и грунтовых вод. В качестве одного из наиболее эффективных методов ими предлагается метод принудительной дегазации (МПД) донных, главным образом русловых аллювиальных осадков. Компонентный состав газов донных осадков определяется по стандартной методике (газоадсорбционная и газожидкостная хроматография). В диагностический комплекс входят следующие параметры: аномальное содержание углеводородных газов относительно сингенетичного поля, присутствие (не ниже 0.001%) ТУВ в газах, аномальные концентрации неуглеводородных ком-понентов(СОг, Нг, Не) в газе, изотопный состав углерода СН4 и СОг. На Сибирской платформе газогеохимическое опробование донных осадков рек к и озер юго-запада и востока показали, что все пересекаемые реками разведанные месторождения (Средневилюйское, Среднетюнгское, Усть-Вилюйское, Среднеботуобин-ское, Верхнечонское и др.) проявляются в виде четких аномалий по метану (до 90% метана в пробах газа), ТУВ и гелию /87, 88/.

В Красноярском крае комплексные геохимические исследования проводились в основном опытно-методической экспедицией (ОМЭ) ВНИИЯГГ. Геологами этой организации с 1972 по 1984 гг. выполнены региональные и прогнозно-рекогносцировочные нефтегазопоисковые работы по ленточным профилям протяженностью 2200 км. За это время на территории Тунгусского бассейна было выделено 30 аномалий. После проверки 8 из них были рекомендованы ПГО "Ени-сейнефтегазгеология" для поисково-оценочных работ /37, 65/

Поисково-оценочные геохимические исследования выполнялись также на Курейско-Бакланихинском и Собинско-Тэтэринском мегавалах, Сурингдаконском и Камовском сводах. На Сурингдаконском своде геохимические исследования были выполнены в 22 структурных скважинах на Нижнетунгусской, Холминской и Ялиг-ской площадях. По результатам этих работ по метану и тяжелым углеводородам были выявлены аномальные поля в силурийских отложениях. Из-за блокового строения территорий аномальные поля формируются здесь в отдельных блоках и контролируются глубинными разломами. Геохимические аномалии подтверждаются результатами глубокого бурения. Так, в районе аномального поля на Нижнетунгусском поднятии в скважине Нижнетунгусской-3 из кровли костинской свиты получен приток газа. На Холминской площади в скв.З и 8 из венлокских отложений отмечались газовые выбросы.

На Камовском своде поисково-оценочные работы проводились на Верхне-тохомском, Оморинском, Юрубченском и Манкурском поднятиях. По результатам этих работ в реперном карбонатном горизонте (верхняя часть ангарской свиты) выделена обширная газово-битумная аномалия, которая охватывает все перечисленные поднятия. Это свидетельствует о том, что она контролируется структурой высшего порядка. Выделенная аномальная зона проявляется также в карбонатах эвенкийской свиты и у дневной поверхности, т.е. имеет место сквозная геохимическая аномалия.

В пределах Курейско-Бакланихинского мегавала исследования проводились по Сигово-Подкаменной площади. По результатам этих работ в девонских и силурийских отложениях были выявлены аномальные по газовым и битумным составляющим геохимические поля высокой контрастности, приуроченные к своду поднятия. Рекомендованные к бурению скважины вскрыли на глубине 712-720 м газо-конденсатную, а на глубине 1355-1400 м нефтяную залежи.

В районе Катангской седловины по результатам газометрии колонковых и глубоких скважин выделены аномальные поля в пределах Деликтуконской, Тай-гинской и Собинской площадей

На Собинском месторождении геохимическое изучение шлама позволило определить как продуктивные скважины 11 и 14 и отнести скважины 6 и 8 к категории непродуктивных /14/. В продуктивных скважинах выделены высокогазобиту-монасыщенные толщи в свитах венда и бельской, булайской и ангарской свитах кембрия.

Снизу вверх по разрезу в рассеянных газах уменьшается количество тяжелых УВ, а в битумоидах - количество ароматических соединений. Это является свидетельством хроматографического разделения УВ в результате вертикальной миграции флюидов. Геологи ПГО "Енисейнефтегазгеология" на Собинском месторождении в водах и породах карбона-триаса выделяют поля СгНб+ высшие и характеризуют как очаговый тип аномалий. На уровне солей верхнеангарской под-свиты аномальные поля выделяются полукольцевой полосчатой формы. В карбонатных отложениях нижней подсвиты ангарской свиты аномалия локализуется уже в своде Собинской структуры. Этот материал дает основание сделать вывод, что закономерное снижение контрастности и переход площадной свободной аномалии к полукольцевой полосчатой и верхней очаговой, а также проявление ее в поверхностных водах и приземной атмосфере свидетельствует о сложном диффузионно-фильтрационном массопереносе с преобладанием фильтрации на уровне верхней геохимической зоны (ВГЗ). Предполагается, что миграция развивалась преимущественно по зонам карбонатных пород, обладающих повышенной трещиноватостью. Трапповый барьер резко трансформировал поток УВ и обусловил очаговый, сквозной тип аномалий в ВГЗ. /37, 54/

Большинство кембрийских разрезов, сложенных в Тунгусском бассейне карбонатно-хемогенными породами, обладают сингенетичным геохимическим полем низкой интенсивности. Содержание Сорг не превышает 0,1%, газообразных углеводородов - 0,002 см /кг, тяжелых углеводородных газов (С2 -С5 ) - до 0,0008 см /кг, концентрация ХБА составляет тысячные и десятитысячные доли процента. Масла битумоидов не содержат углеводородных соединений, характерных для нефти, в них содержится 75-80 % смолисто-асфальтеновых соединений. Таким образом, в венд-кембрийском разрезе Тунгусской синеклизы, в том числе и в Ка-тангской седловине, отсутствуют сингенетичные геохимические поля, ОВ которых могло бы стать источником генерации УВ соединений. Следовательно, аномальные геохимические поля, фиксируемые при поисково-оценочных геохимических работах, имеют один источник - залежь /6, 8, 65/. Углеводороды, поступающие из залежи, концентрируются в горизонтах с благоприятными коллекторскими свойствами и формируют тем самым аномальные геохимические поля.

Несмотря на скептическое отношение некоторых специалистов к проведению прямых геохимических поисков месторождений нефти и газа, они продолжают развиваться. Накопленный к настоящему времени материал многочисленных исследований свидетельствует об эффективности применения этих методов на современном этапе.

В заключение следует отметить, что развитие прямых геохимических методов далеко еще не закончено, и в настоящее время ведутся работы не только по практическому применению методов газосъёмочных работ, но и продолжаются исследования в теоретической области, создается новая аппаратура, усовершенствуются методы интерпретации данных геохимических съемок.

Основной задачей на современном этапе является разработка наиболее рационального комплекса дистационных, прямых геохимических и геофизических методов для территорий с различным геологическим строением.

Для успешного применения геохимических методов поисков необходимо углубление знаний о геологическом строении осадочного чехла, процессах образования, миграции, аккумуляции и диссипации углеводородов, совершенствование технологий отбора проб при проведении различного вида геохимических съёмок, применение высокоточной аналитической аппаратуры.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Дыхан, Светлана Владимировна

Выводы:

1. Пространственное совпадение первичных геохимических аномалий в рифей-ских и вендских нефтегазопроизводящих толщах с вторичными нафтидными аномалиями в ванаварских песчаниках свидетельствует о генетической связи Ванаварской битумной залежи и группы нефтегазоконденсатных месторождений в пределах Собинско-Тэтэринского с.м. с первичными геохимическими аномалиями в вендских и рифейских нефтегазопроизводящих толщах. Уменьшение мощности битумонасыщенных пластов от Ванаварской битумной залежи в сторону Собинского месторождения, изменение состава нафтидов (от мальт к нефтям) в этом же направлении свидетельствует о том, что группа месторождений на Собинском поднятии была сформирована за счет латеральной миграции нефтей из Ванаварской залежи.

Рис. 4.16 Распределение типов хпороформенных битумоидов в ангарской свите на Собинской и Ванаварской площадях (по В. Г. Васильеву, 1988)

1-разрывные нарушения; 2 - границы зон с различными типами битумоидов; типы растворимых хпороформенных битумоидов: 3 - маслянистые, 4 - маслянисто-смолистые, 5 - смолистые; классы вторичных нафтидов по данным хроматографического анализа (СНИИГГиМС): М - мальты, А - асфальты

2. По данным люминесцентного и битуминологического анализов отмечается насыщение нафтидами класса «нефти» песчаных пластов скв. 109, 124, находящихся в пределах предполагаемой литологической ловушки.

3. Контрастность нафтидных аномалий в продуктивных пластах с притоками газов составляет 2 единицы, в пластах с притоками нефти 4-30 единиц.

4. Миграционные нафтиды из отложений надсолевой части осадочного чехла в скважинах, находящихся в контуре нефтегазоносности месторождения (27-к, 29-к) представлены мальтами, в скважинах расположенных за пределами залежи и в непосредственной близости к ВНК более тяжелыми разновидностями асфальтами и асфальтитами.

5. Особенности состава углеводородных флюидов в пластах группы ВН Собин-ского месторождения, характер разделения нафтидов в перекрывающих кембрийских отложениях верхней геохимической зоны свидетельствует о реальности субвертикальной миграции флюидов в столбе осадочных пород.

4.3. Литогеохимические аномалии нижней геохимической зоны

Во второй главе рассмотрено мнение ряда исследователей, которые отмечают аномальное распределение таких элементов как V , Ni, Со, Mn, Си, Fe, Th и др. в породах над залежами углеводородов и в зоне ВНК. На подвижность большинства химических элементов влияет изменение физико-химических параметров среды (Eh и рН). Установлено /91/, что в условиях длительного воздействия УВ, мигрирующих из залежи нефти и газа, отмечается закономерное уменьшение значений Eh и увеличение рН по сравнению с фоном. Это приводит к изменению миграционных свойств элементов и как следствие, к формированию в породах над залежью специфических ассоциаций химических элементов. Наиболее миграци-онноспособные УВ метанового ряда - химически инертные соединения. Скорее всего, во взаимодействие с минеральной частью пород вступают продукты преобразования УВ.

По результатам многочисленных исследований элементы объединяются в группы в зависимости от их подвижности и способности образовывать соединения под воздействие миграционных флюидов. /85/:

- многовалентные, халькофильные элементы Mn, Fe, Ti, Pb, Zn, подвергающиеся осаждению в восстановительных условиях вместе с сидеритом и сульфидами;

- элементы, образующие комплексные соединения с органическими компонентами V, Ni, Си, Со;

- элементы, карбонаты которых растворяются при избытке СО2: Са, Sr, Ва и гидроокислы которых растворяются в сильнощелочных и сильнокислых средах: Si, AI.

На изученных материалах проследить закономерности распределения элементов приведенных выше групп в полном соответствии с установленными разными авторами и опубликованными в литературе не удалось.

Особенности распределения элементов в отложениях вне зоны влияния эпигенетических углеводородных флюидов и в контуре углеводородного насыщения верхней части разреза Собинского месторождения и прилегающих территорий в первую очередь связаны с типами пород. Максимальные концентрации микроэлементов характерны для терригенных пород и долеритов, минимальные - для карбонатов. То есть, распределение микроэлементов в первую очередь связано с фациальными обстановками, в которых формируются различные литологические типы пород.

По средним концентрациям можно выделить ряд элементов, характеризующих различия состава пород в разрезе скважин, расположенных над залежами УВ и за их контуром (табл. 4.6, 4.7).

Так, в известняках литвинцевской свиты контурных скважин больше концентрация никеля, олова, бария; меньше - хрома, стронция; полностью отсутствует свинец.

Ангарская свита представлена большим количеством типов пород. Но наиболее представительна выборка по известнякам. Выявлено, что в известняках ангарской свиты над залежью УВ концентрации практически всех малых элементов, за исключением стронция, значительно выше. Тогда как вне залежи в этих породах полностью отсутствует ванадий, никель, галлий, олово.

Имеющиеся фактические данные по концентрациям микроэлементов не позволяют автору однозначно судить о формировании аномалий.

Для выяснения специфики преобразования пород в контуре и за контуром залежей УВ автором было опробовано большое число литогеохимических показателей. Одни из них заимствованы из литературы, другие выбраны автором, руководствуясь свойствами элементов. Для микроэлементов в первую очередь учитывалась их подвижность в различных геохимических обстановках.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные исследования позволили установить закономерности распределения геохимических полей в рифейских, вендских, кембрийских отложениях и четвертичных осадках в пределах Катангской НГО:

- выявлены первичные (сингенетичные) геохимические аномалии в рифейских, вендских отложениях и пространственно совпадающие с ними вторичные битуминологические аномалии;

- установлено уменьшение мощности битумонасыщенных пластов и изменение состава нафтидов от мальт к нефтям вверх по склону в сторону Собинского поднятия, что свидетельствует о генетической связи Ванаварской битумной залежи и группы нефтегазоконденсатных месторождений в пределах Собинско-Тэтэринского с.м., сформировавшихся за счет латеральной миграции;

- по комплексу методов установлены литогеохимические аномалии, выявлены интенсивные постседиментационные изменения пород, такие как окремнение, карбонатизация, сульфидообразование и др. над Собинским месторождением, обусловленные взаимодействием с мигрирующими из залежи нефти и газа УВ и пластовыми водами;

- методами математической статистики, факторного анализа и фрактальной фильтрации выявлены тесные корреляционные связи между комплексом элементов в контуре месторождения и слабые за его пределами. По отношению CaO/MgO зафиксировано, что над залежью преобладают процессы доломитизации (в контуре месторождения это отношение составляет 5, а за контуром 17). По качественным показателям: соотношению форм железа; марганца и железа и концентрациям сульфидной серы (РеО/ЯегОз, Mn/Fe, Эсд.) установлено, что в контуре месторождения над залежью преобладают восстановительные условия, способствующие повышению подвижности элементов, особенно с переменной валентностью;

- по Кан выявлено, что при сравнении разрезов законтурных и контурных скважин, последние характеризуются присутствием более контрастных отрицательных и положительных аномалий, свидетельствующих о том, что над залежью на разных литостратиграфических уровнях происходило интенсивное накопление или вынос ряда элементов (Ti,V, Сг, Mn, Ni,Sr, Ва.);

- в подпочвенных осадках над Собинским месторождением, по его периферии зафиксированы контрастные аномалии УВ и сопутствующих им газов, в контуре месторождения газовое поле - низкоконтрастное;

- качественно оценено преобладание эпигенетических УВ газов над сингенетическими. Установлено усиление корреляционных связей между метаном и С0рг от сводовой части к периферии Собинского месторождения. По преобладанию этана над метаном установлены зоны с преобладающей фильтрацией. Подтверждена модель формирования кольцевых аномалий над залежами антиклинального типа;

- по аналогии с Собинским месторождением выявлены критерии, определяющие пространственно-генетических связи выделенных газогеохимических полей с предполагаемыми залежами: повышенные концентрации УВГ и СОг; высокая контрастность газовых аномалий; усиление корреляционных связей между УВГ и Сорг от центра прогнозного Аявинско-Хребтового месторождения к его периферии; повышение коэффициентов СН4/СорГ1 С2Нб /Сорг в этом же направлении. По высоким значениям отношения этана к метану также можно прогнозировать область повышенной фильтрации, пространственно связанной с влиянием возможного ГНК и ВНК. Таким образом, выделена линейно вытянутая с севера на юг аномалия в юго-западной части Аявинско-Хребтового участка.

Все это позволило уточнить контуры Аявинско-Хребтового месторождения и дать оценку локализованных ресурсов Д1 (нефти 120 млн т извлекаемые, газа 436 млрд. м3).

Выявленные лито-геохимические и битуминологические аномалии по керну глубоких и колонковых скважин в пределах Собинского месторождения пространственно (в плане) совпадают с лито- и газогеохимическими аномалиями в подпочвенных осадках, что подтверждает идею о диффузионно-фильтрационном массо-переносе УВ флюидов и их влиянии на вмещающие отложения.

Полученные результаты подтвердили возможность выявления газогеохимических аномалий, генетически и пространственно связанных с залежами углеводородов по сорбированным газам, выделенным из проб подпочвенных осадков посредством термической дегазации.

Для широкого применения предложенных методов необходимо продолжить исследования на эталонных участках и перспективных территориях Сибирской платформы.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Дыхан, Светлана Владимировна, 2004 год

1. Алукер Э.Д., Кучерук Е.В., Петухов А.В. Геохимические методы поисков нефти и газа в СССР и за рубежом. //Итоги науки и техники. ВИНИТИ. Сер. Геохимия. Минералогия. Петрография, т. 16, -1989, -С. 1-192.

2. Амирханов Ш.Х. Использование сорбированных газов в нетегазопоисковой геохимии. //Геология нефти и газа, № 12-1988- С. 45-47.

3. Антонов П.Л. Об измерении диффузионных параметров некоторых горных пород. //Сб. «Геохимические методы поисков нефти и газа». Вып. 1, Гостоптехиздат 1953 - С. 145.

4. Астафьева Н.М. Вейвлет-анализ: основы теории и примеры применения// УФН.-1996.-Т. 166.-№11. С.1145-1170.

5. Бабинцева Т.Н., Стадник Е.В., Юрин Г.А. и др. Микроэлементы в природных водах рек южных и центральных районов Тунгусского нефтегазоносного бассейна //Методы нефтегазовой геохимии М., -1982- С. 35-43

6. Барташевич О.В, Кукуева Н.С. Особенности формирования аномальных геохимических полей в Тунгусском бассейне.// Научно-методические основы и опыт использования геохимических методов поисков месторождений нефти и газа. М.: ВНИИЯГГ, 1985. - С.40-43

7. Барташевич О.В. Геохимические поиски нефти и газа в Тунгусском бассейне. /Научно-методические основы и опыт использования геохимических методов поисков месторождений нефти и газа. М.: ВНИИЯГГ, 1985. - С.96-108

8. Барташевич О.В. Нефтегазопоисковая битуминология. М.: Недра, 1984. -245 с.

9. Бейлисс Дж., Бейлисс С. Использование геохимических методов при поисках и разведке месторождений нефти и газа / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1985.-N8.-С.20-26.

10. Битнер А.К. Геолого-геохимические модели распределения газовых полей./ Геология и нефтегазоносность перспективных земель Красноярского края. Сб.научн.трудов,-Тюмень, изд. ЗапСибНИГНИ, 1987, С.28-37.

11. Битнер А.К. Геохимический прогноз скоплений нефти и газа в западной части Сибирской платформы. Автореферат дисс.канд.геол.минер, наук. М. 1987, 23 с.

12. Битнер А.К., Качасов Г.И., Кринин В.А. Результаты опробования гидрогазобиохимического метода в Западной части Тунгусского' бассейна/

13. Гидрогеология нефтегазоносных областей Сибирской платформы. Новосибирск, 1982 С. 60-69.

14. Букаты М.Б. Геогидродинамика нефтегазопоисковых комплексов Тунгуссуого бассейна. //Геология нефти и газа № 2 - 1984 - с. 20.

15. Вайнбаум С.Я. В.сб.: Полевая и помысловая геохимия.// Вып 1, М. Гостоптех издат- 1953.-. 267с.

16. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. //Изв. Ан. СССР, Сер.геол. 1967- №11. С. 137-142.

17. Вернадский В.И. История земной коры.- Избр.соч.; М.: Изд-во АН СССР, 1959.- 624с.

18. Вожов В.И. Подземные воды Тунгусского бассейна. М.: Недра, 1977, 81с.

19. Вожов В.И. Принципы гидрогеохимического районирования Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции// Гидрогеология нефтегазоносных областей Сибирской платформы. Новосибирск, 1982 С. 129-132.

20. Вышемирский B.C., Конторович А.Э, Пастух П.И. Эффективность газовой съёмки по снегу в Западной Сибири. //Геология нефти и газа, 1988, № 2. С. 3841.

21. Вышемирский B.C., Симонова В.И., Симонов Н.А. Влияние нефтяной залежи на микроэлементный состав сосновой хвои. //Геология и геофизика, 1988, № 2- С.38-41.

22. Геология нефти и газа Сибирской платформы /Под ред. Конторовича А.Э., Суркова B.C., Трофимука А.А. М.: Недра, 1981. -552 с.

23. Геохимия нефтей, конденсатов и природных газов рифей-вендских и кембрийских отложений Сибирской платформы/ Дробот Д.И., Преснова Р.Н., Конторович А.Э. и др. М.: Недра, 1988. - 242с.

24. Гордадзе Г.Н. Термолиз органического вещества в нефтегазопоисковой геохимии. М.: ИГиРГИ, 2002. 336с.

25. Демидов В.А. Неотектонический фактор в миграции углеводородов и формировании углеводородных аномалий. //«Изв. Вузов. Геология и разведка», №2, 1977 С.62-65.

26. Забалуев В.В. Методы поисков залежей углеводородов и обоснования заложения поисковых скважин. //Геол. Методы поисков, разведки и оценки м-ний топливно-энергетического сырья: Обзор АО « Геоинформмарк». М,- 1994.- 46.с.

27. Исаев В.П., Королёв В.И., Костюченкова Е.П. Геохимические методы поисков залежей нефти и газа на юге Сибирской платформы.- Иркутск, Изд-во Иркутского университета, 1986 224 с.

28. Калинко М.К. Зарубежный опыт использования геохимической информации при поисках и разведке нефти и газа./Юбзор ВИЭМС: Геология, экономика, методы прогноза, поисков, оценки и разведки месторождений топливно-энергетического сырья) М.,1990 -, 57 с.

29. Карпов В.П. Изотопный состав углерода метана как критерий генезиса геохимических аномалий (на примере Станиславско-Лободинской площади). // «Вопросы геологии инефтегазоносности Нижнего Поволжья»: М., 1980 С 8691.

30. Карпов В.П., Филлипов В.П. и др. Использование изотопного состава углерода метана для оценки природы геохимических аномалий. //В кн. Геохимические методы поисков нефти и газа на Русской платформе».-Саратов, 1980 С.22-23.

31. Килина Л.И., Ким С.Л, Ковалёв Ю.В., Потлова М.М. Продуктивные отложения венда в Катангской седловине (Ванаварская скважина)// Сб. «Закономерности размещения скоплений нефти и газа на Сибирской платформе» -СНИИГГиМС, вып. 271, 1979 С.73-80.

32. Кильметов К.Х., Саркисян И.С., Прокопенко А.Ф. Прямые геохимические методы поисков УВ в центральной части Тунгусской синеклизы. //Обзор ВИЭМС (геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа).-М„ 1982 С.13-17.

33. Ковда В.А., Славин П.С. Почвенно-геохимические показатели нефтегазоносности недр. АН СССР, 1951 г.-156 с.

34. Козлов В.Ф. О поясах вторичного кальцита вокруг залежей нефти и газа. //Тр. ВНИГНИ, вып. 160, М„ 1974-С. 117-124.

35. Комплексный анализ данных геохимических поисков месторождений нефти и газа // Под ред. Л.М. Зорькина, А.В. Петухова А.В. М., Недра, 1981 г.

36. Конторович А.Э, Стасова О.Ф. Типы нефтей в осадочной оболочке Земли //Геология и геофизика, № 8, 1978,- С.3-13.

37. Краевский Б.Г., Пустыльников A.M., Леднева Е.А. и др. Строение и условия образования рифейских отложений Катангской седловины //Методика разведки и условия формирования нефтегазоносных отложений Сибирской платформы. Новосибирск. 1991 С. 63-71.

38. Кудрина Т.Р. Влияние траппового магматизма на органическое вещество карбонатных пород литвинцевской свиты Собинской площади (Катангская седповина).//Геохимия нефтегазоносных отложений Сибири/ СНИИГГиМС, 1990 .-С. 31-39.

39. Кузнецов О.Л., Зубайраев С.Л., Петухов А.В., Процессы образования и формы проявления геофизических и геохимических аномалий над месторождениями нефти и газа. //27-ой международный геологический конгресс.- М., 1984 С. 329 - 330.

40. Ларичев А.И., Стариков Л.Е., Чеканов В.И. Прогноз зон нефтегазонакопления в Катангской седловине.// Критерии и методы прогноза нефтегазоносности /тр. СНИИГГиМС, 1987 С. 73-82.

41. Левшунова С.П. О геохимических критериях миграции углеводородов по результатам исследования адсорбированных газов и газов закрытых пор пород.-тр. ВНИГНИ, вып. 175, 1975-С. 172-179.

42. Мельников Н.В. Стратиграфические несогласия в разрезе венда Катангской седловины //Геология и геофизика, № 4, 1994 С. 27-35.

43. Методические рекомендации по геохимическим методам поисков месторождений нефти и газа /Зорькин Л.М., Лопатин Н.В., Барташевич О.В. и др. М.: ВНИИЯГГ, 1975. - 285 с.

44. Моделирование геохимического поля нефтегазовых месторождений/ Под ред. С.Л. Зубайраева,- М.: Изд. ВНИИЯГГ 1986г.- 336с.

45. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 5. Тунгусский бассейн./ Конторович А.Э. Мельников Н.В., Сурков B.C. и др. Новосибирск, 1994.-52с.

46. Нефтегазопоисковая литогеохимия в СССР и за рубежом. // Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. Обзорная информация. М., 1982-59 с.

47. Новейшая тектоника нефтегазоносных областей Сибири. М.: Недра. 1981 г. С. 47-51.

48. О природе кольцевых физико-химических аномалий в осадочном чехле Зорькин Л.М. и др.//Докл. АН СССР. 1978 г. - Т.243, N 2. - С.477-481.

49. Основы теории геохимических полей углеводородных скоплений. /И.С. Старобинец, А.В. Петухов, С.Л. Зубайраев и др.: под ред. А.В. Петухова и И.С. Старобинца.-М. Недра, 1993 г. -332 с.

50. Оффман П.Е. Тектоника и вулканические трубки центральной части Сибирской платформы. //Тектоника СССР. Т.4, М., Из-во АН СССР, 1959 г. -С. 5- 539

51. Пат. 1163302 СССР. Кл. G 01 V 9/00. Способ определения генезиса карбонатных пород. /Л.Д, Малюшко. // БИ 1985 - № 23.

52. Пат. 2177631 Россия МПК G 01 V 11/00. Способ поисков месторождений нефти и газа /ЗАО Научн.-исслед.центр «Югранефтегаз» Борковский А.А. , Верес С.П. № 200011922/2; Заявл. 21 07 2000 Опубл. 27.12.2001.

53. Пат. 2193219 Россия, МПК7 G 01 V 9. Способ геохимического поиска нефтегазовой залежи./00 ЦНИИ геол. Неруд. Полез. Ископаемых Озол А.А., Беговатов Е.А., Тихонова С.К. № 2001120412/28 Заявл.20.07.2001; Опубл. 20. 11.2002.

54. Пат.2176407 РФ. Кл-G 01 V 9/00. Способ прямых геохимических поисков залежей углеводородов / Л.Д. Малюшко, А.И. Ларичев, Ю.И. Коробов и др. // БИ 2001 - № 33.

55. Петухов А.В. Основные элементы структуры поля кончцентраций углеводородных газов «Докл. АН СССР», 233, №2, !977 г.- С.475-478.

56. Петухов А.В., Анцыферов А.И. Статистические модели структуры и геохимической специализации полей концентраций УВ газов. //«Геология нефти и газа» 1981, № 3 С. 52-57.

57. Петухов А.В., Тихомирова Е.С. Зональность вторичного минералообразования над месторождениями УВ. //Геология нефти и газа №6, 1984 С 15-19.

58. Прямые геохимические методы поиска нефти и газа на шельфе Черного моря /Вышемирский B.C., Доильницын Е.Ф., Красавчиков В.О., Шугуров В.Ф. -Новосибирск: Наука, 1991. 93 с.

59. Результаты геохимических поисков нефтегазовых залежей в Восточной Сибири и их дальнейшее развитие. /Барташевич О.В., Зубайраев С.Л., Зорькин Л.М., Петухов А.В. и др. М., 1984.- 30 с.

60. Решения четвёртого межведомственного регионального стратиграфического совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы. Новосибирск, 1989 г.

61. Руководство по предварительной математической обработке геохимической информации при поисковых работах. /А.А Беус, С.В. Григорян, М.Т. Ойзерман, П.Г.и др М.: Недра, 1965 - 120 с.

62. Сахибгареев Р.С. Изменение коллекторов на водонефтяных контактах //Докл. АН СССР. 1983. - Т. 271, N 6. - С.1456-1460.

63. Сахибгареев Р.С. Литогенетические предпосылки прямых поисков месторождений нефти и газа. //Особенности литогенеза нефтегазоносных отложений. Тр. ВНИГРИ, Л, 1987, С. 7-15

64. Скроцкий С.С. Следы вертикальной миграции углеводородов через соли( на примере западной части Прикаспийской впадины). «Докл. АН СССР», 217, №4, 1974, с. 929-930.

65. Соколов В.А. Геохимия природных газов. М.: Недра, 1971 334 с.

66. Соколов В.А. Научные основы геохимических методов поисков нефтяных и газовых месторождений. М., Изд-во АН СССР, 1959 , с.

67. Соловов А.П. Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых.- М.: Недра, 1985.-294С.

68. Способ газовой съёмки. /Могилевский Г.А., Алексеев Ф.А., Поршнева Н.В. и др. опубл. В БИ, 1970, №15.

69. Стадник Е.В., Могилевский Г.А., Богданова В.М. и др. Нефтегазопоисковая газобиохимическая съёмка по снежному покрову. //«Изв. вузов. Геология и разведка», 1978, №3 С. 81-92.

70. Старобинец И.С. Геохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. М.: Недра, 1986.

71. Старобинец И.С. Тихомирова Е.С., Мурогова Р.Н., Вишневская Л.М. Диффузионно-фильтрационный массоперенос углеводородных газов в соленосных отложениях. //«Изв. вузов Геол. разведка», 1978 г. № 12 С.58-63.

72. Старобинец И.С., Тихомирова Е.С., Федорова Г.С. Миграция углеводородных газов в районах распространения интрузивных траппов. //Докл. АН СССР, 262, №2, 1982 г.-. С. 442-444.

73. Старосельцев B.C. Тектоника базальтовых плато и нефтегазоносность подстилающих отложений. М., Недра, 1989 - 259 с.

74. Строение булайской свиты в Катангской седловине. /Л.И.Килина, Л.М. Дорогиницкая, Р.Г. Дёмина, Л.Е. Стариков. Новые данные по геологии и нефтегазоносности Лено-Тунгусской провинции. Новосибирск, 1982, с.15-24.

75. Строение и условия формирования рифейских отложений Катангской седловины/ Краевский Б.Г., Пустыльников A.M., Леднёва Е.А. и др. // Методика разведки и условия формирования нефтегазоносных отложений Сибирской платформы. Новосибирск, 1991 С. 63-70

76. Физико-химические основы прямых поисков нефти и газа. /Под ред. Е.В. Каруса, М., Недра, 1986 336 с.

77. Федер Е. Фракталы. -М.: Мир, 1991. 258 с.

78. Филатов С.С. И др., Гидрогеохимические исследования донных осадков континентальных водоёмов Сибирской платформы с целью поисков нефти и газа// Геохим. Мет. Поисков м-ий нефти и газа. М. Наука, 1983.-е. 141-145.

79. Флоровская В.Н. Люминесцентный метод обнаружения битуминозности горных пород. ДАН СССР, т. XXXI, № 4, 1941

80. Щепеткин Ю.В., Рыльков А.В., Кулахметов Н.Х. Связь геохимических особенностей углеводородных залежей с историей развития ловушек. //Тектонические условия нефтегазоносности древних платформ. Тр. ВНИГНИ, вып. 231, М., 1981 - С. 171-178.

81. Экспериментальное изучение прцессов формирования геохимического поля нефтегазовых месторождений/ Зубайраев С.Л., Петухов А.В., Дорогокупец Т.И., Зверева О.В., Петраш А.И.// обзор ВИЭМС: Геол. методы поисков и разведки м-ий нефти и газа- М., 1984 37 с.

82. Этапы формирования коллекторов нефти и газа рифей-нижнекембрийских образований Сибирской платформы./ Т.И. Гурова, Ф.Г. Гурари, Л.С. Чернова идр.// Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сибирской платформы.-Новосибирск, 1982 С. 32 - 38.

83. Явление парагенезиса субвертикальных зонально-кольцеобразных геофизических, геохимических и биогеохимических полей в осадочном чехле земной коры. В кн.: Открытия в СССР,1980. М.: Изд. ВНИИПИ, 1981 - С.34 -37.1. Фондовая литература

84. Выполнить научно-исследовательские работы по применению газогеохимической съёмки с целью поисков залежей УВ в пределах Красноярского края на примере Аявинской и Хребтовой площадей. Отчет СНИИГГиМС/ Ларичев А.И. Коробов Ю.И. Новосибирск - 1995 - 87с.

85. Литологические показатели процессов формирования и разрушения залежей нефти и газа и их выраженность в геофизических полях: Отчет ВНИГРИ / Сахибгареев Р.С. и др. Ленинград, 1985 - 365 с.

86. Мигурский А.В. Дизъюнктивная тектоника и нефтегазоносность платформенных областей (на примере юга Сибирской платформы). Дисс. . докт. .геол.-минер.наук. Новосибирск, 1997 - 228 с.

87. Разработка автоматизированных аналитических комплексов для изучения нефтепроизводящих толщ и залежей углеводородов: Отчет СНИИГГиМС/ Ларичев А.И., Соболева Е.И., Сухоручко В.И. Новосибирск , 1999 - 115 с.

88. Разработка литологических основ прямых поисков залежей нефти и газа: Отчет ВНИГРИ / Сахибгареев Р.С.(отв.исп). Ленинград, 1983 - 365 с.

89. Результаты прогнозно-рекогносцировочных работ в пределах Непского свода и акватории оз. Байкал. Отчет ПГО "ВостСибнефтегазгеология"/ Носов В.В. и др. Иркутск, 1987. - 165с

90. Стариков Л.Е. Комплексный анализ критериев нефтегазоносности вендско-нижнекембрийских отложений Катангской седловины: Дисс. канд.геол.-минер.наук. Новосибирск, 1987.-179 с.

91. Влияние траппов на нефтегазоносность осадочного чехла Сибирской платформы./Отчет СНИИГГиМС/ Хоменко А.В. (отв. исп), Новосибирск 1977 -251 с.