Условия формирования углеводородных систем и скоплений нефти и газа в акватории Берингова моря, перспективы их поисков тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Гурянов Санан Агилович

• Гурянов Санан Агилович
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Гурянов Санан Агилович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ И ГЕОХИМИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ ПАЛЕОГЕН НЕОГЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ БЕРИНГОВА МОРЯ, БАЗА ГЕОЛОГО-

ГЕОХИМИЧЕСКИХ ДАННЫХ

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАЛЕОГЕН-МИОЦЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

3.1 Морфология поверхности фундамента (Структура фундамента)

3.2 Осадочный чехол (Структура осадочного чехла)

3.3 Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла

3.4 Структурно-тектонические этажи и формационные комплексы

ГЛАВА 4. ГЕОДИНАМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ФОРМИРОВАНИЯ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ

БЕРИНГОВА МОРЯ

4.1 О роли рифтогенеза при формировании потенциально нефтегазоносных бассейнов Берингова моря

ГЛАВА 5. ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ И ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ ОСНОВНЫХ

ЭТАПОВ РАЗВИТИЯ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ

ГЛАВА 6. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ

6.1 Признаки нефтегазоносности осадочного разреза

6.2 Нефтегазогеологическое районирование. Краткая характеристика нефтегазоносных,

потенциально нефтегазоносных провинций и областей исследуемого региона

ГЛАВА 7. ГЕНЕРАЦИОННО-АККУМУЛЯЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ, ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕМЕНТОВ И ПРОЦЕССОВ, И ИХ ЭВОЛЮЦИЯ

7.1 Элементы генерационно-аккумуляционных углеводородных систем

7.2 Моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем

7.2.1 Структурно-тектонический каркас

7.2.2 Палеогеографические и литолого-фациальные основы моделей

7.2.3 Граничные условия и палеогеометрия

7.2.4 Верификация модели

7.3 Эволюция генерационно-аккумуляционных углеводородных систем. Генерация, миграция и аккумуляция углеводородов

7.4 Результаты моделирования генерационно-аккумуляционных углеводородных систем

7.5 Прогноз скоплений углеводородов и количественная оценка углеводородного потенциала

ГЛАВА 8. ОБОСНОВАНИЕ ПЕРВООЧЕРЕДНЫХ РАЙОНОВ И УЧАСТКОВ ПОСТАНОВКИ

НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТ В РЕГИОНЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СОКРАЩЕНИЯ И УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Условия формирования углеводородных систем и скоплений нефти и газа в акватории Берингова моря, перспективы их поисков»

Актуальность темы исследования.

Среди Дальневосточных морей России Берингово море является наименее изученным. Объем сейсморазведочных работ на акватории, зафиксированный к настоящему времени, составил немногим более 80,0 тыс. пог.км МОГТ. Наряду с выполнением новых объёмов сейсмических исследований проведено поисково-оценочное бурение. Несмотря на отсутствие успешного бурения на акватории, многочисленные признаки нефтегазоносности и четыре небольших месторождения в наземной части прогиба указывают на существование активных углеводородных систем в осадочном чехле и позволяют прогнозировать хороший углеводородный потенциал территории. В то же время анализ результативности работ, по существу, показывает и наличие проблем в этом развитии, характер, нерешённость которых является фактором риска, существенно снижающим эффективность морской геологоразведки на нефть и газ. В частности, следует отметить, что относительное понижение показателя успешности поисково-оценочного бурения в акватории Берингова моря происходит за счёт появления «сухих» скважин. Причина их появления кроется, в недостаточной обоснованности оценки перспектив объектов и, наконец, всей морской провинции, то есть - в качестве геологической, а вслед за ней и нефтегазогеологической модели, на базе которой строится стратегия и тактика поисков сырья.

В связи с этим актуализация и создание геологических моделей региона, их обоснованности геолого-геофизическими факторами; анализ и характеристика свойственных району углеводородных систем - их наличия, структуры и функций, в том числе принципиальной способности генерировать и аккумулировать значимые объёмы углеводородов (УВ); ранжирование на этой основе районов по перспективности и ожидаемым геологическим рискам их разведки, являющимися непременными условиями при определении перспективных направлений, методов и объёмов морских нефтегазопоисковых работ в новых районах акваторий, определяет актуальность исследований диссертационной работы.

Объектами исследования являются палеоген-неогеновые отложения осадочных бассейнов и углеводородных систем Берингова моря.

Цель работы. Выявление условий формирования углеводородных систем, их элементов и процессов, в том числе способности генерировать и аккумулировать углеводороды, в целях оценки перспектив нефтегазоносности акватории Берингова моря.

Задачи:

1. Геодинамический анализ формирования осадочных бассейнов Берингова моря, определение структурно-тектонических этажей и формационных комплексов;

2. Восстановление палеогеографических условий и создание фациальных схем для основных этапов развития осадочных бассейнов;

3. Построение пространственно-временных цифровых моделей, исследование эволюции и характеристики элементов и процессов - генерации, миграции, аккумуляции УВ - в генерационно-аккумуляционных углеводородных системах (ГАУС).

4. Количественная оценка объемов генерации, миграции и аккумуляции УВ для основных горизонтов нефтематеринских пород;

5. Обоснование первоочередных районов и участков постановки нефтегазопоисковых работ в регионе.

Научная новизна:

- Созданы региональные геологические модели осадочно-породных бассейнов акваторий Берингова моря, характеризующие условия седиментации (палеогеографические, литолого-фациальные модели) и геологическое развитие осадочных бассейнов (структурно-тектонические и структурные модели по фундаменту и опорным горизонтам), нефтегазоносность осадочного разреза.

- Впервые в составе Хатырского, Наваринского, Ильпинского и Олюторского осадочных бассейнов выделены активные генерационно-аккумуляционные углеводородные системы. В палеогеновой части осадочного разреза они отличаются площадью и размерами очага генерации, и, соответственно, объемами произведенных углеводородов, тогда как нижне-верхнемиоценовые углеводородные системы, несмотря на более высокое качество керогена по сравнению с нижним комплексом, характеризуются крайне низкой степенью реализации генерационного потенциала своих нефтегазоматеринских толщ (НГМТ).

- Установлены границы распространения, элементы и процессы, в результате моделирования выделены области наиболее вероятной аккумуляции УВ в углеводородных системах, что позволило выполнить пространственный прогноз зон наиболее вероятного углеводородонакопления в пределах Берингова моря.

Защищаемые положения:

- Геодинамический анализ развития осадочных бассейнов шельфа Берингова моря свидетельствует о том, что Анадырский и Наваринский бассейны относятся к системе докембрийско-палеозойских массивов северо-западной окраины Беринговоморской плиты, и в течение киммерийского и альпийского этапов развивались как структуры пассивной

материковой окраины на древнем фундаменте, в условиях растяжения и погружения, а на позднеальпийской стадии и новейшем этапе - как краевой/передовой прогиб перед фронтом альпийской/новейшей Камчатско-Корякской складчато-орогенной системы, при чередовании условий сжатия и растяжения. При этом Наваринский бассейн на поздних (позднеальпийских и новейших) стадиях возвращается к режиму пассивной окраины. Хатырский, Ильпинский, Олюторский бассейны в течение альпийского и новейшего этапов имеют характер развития, свойственный пассивной окраине материка с переменным режимом и преобладанием условий растяжения и погружения, образованной на киммерийском и раннеальпийском складчатом фундаменте.

- Модельные построения, основанные на геохимических, термобарических исследованиях и бассейновом анализе, свидетельствуют о том, что в осадочных бассейнах Берингова моря -Анадырском, Хатырском, Ильпинском, Олюторском и Наваринском - выделяются активные ГАУС, которые различаются временем генерации, миграции, аккумуляции УВ. В пределах ГАУС выделяются несколько стратиграфически, гипсометрически и латерально обособленных автономных очагов генерации УВ в палеоген-миоценовых и неогеновых отложениях, пространственное распределение которых отвечает геодинамическим, палеогеографическим и литолого-фациальным условиям формирования осадочных бассейнов Берингова моря.

- Оценка генерационного потенциала нефтегазоматеринских свит палеоген-миоценового и неогенового возрастов по углеводородно-генерационному потенциалу характеризуется от удовлетворительного до высокого и превосходного. В НГМТ преобладает кероген II-III смешанного и III типов, что свидетельствует о преобладающем газогенерирующем потенциале. Отдельные дискретные интервалы в палеоген-миоценовых и неогеновых отложениях генерируют основную массу УВ для всего комплекса, а нефтегазоматеринские толщи палеогена и нижнего миоцена в значительной степени реализовали свой потенциал.

- В Анадырском бассейне в отложениях палеогена-нижнего миоцена расположены десять майницко-собольковских ГАУС, из которых семь находятся в акваториальной части: ГАУС Восточно-Анадырской впадины, Николаевская, Лагунная, Соломатинская, Уэлькальская, Куримская, Энмеленская. Все системы характеризуются синхронными НГМТ майницкой толщи, резервуарами собольковской свиты и флюидоупорами нижнего миоцена. Изученные углеводородные системы отличаются площадью и размерами очага генерации, а значит, и объемами произведенных УВ. Наиболее крупный очаг генерации УВ расположен в Корякской котловине Восточно-Анадырской впадины. В неогеновой части разреза также выделяются десять вероятных гагаринско-автаткульских ГАУС, из которых восемь приходятся на акваторию бассейна: Корякская, Южно-Чукотская, Северо-Чукотская, Северо-Николаевская, ЮжноНиколаевская, Лагунная, Западно-Николаевская и Соломатинская, в которых в качестве

потенциально нефтегазоматеринской толщи выделяется гагаринская свита собольковского горизонта нижнего миоцена, в качестве резервуаров - отложения собольковской и автаткульской свит.

- В Хатырском, Ильпинском, Олюторском и Наваринском бассейне ГАУС выделяются только в палеогеновых отложениях. В Хатырском бассейне три ГАУС: Маллэнская, Ленинградско-Русаковская и Внешне-Хатырская. В Ильпинском одна ГАУС - Центрально-Ильпинская, в Олюторском бассейне также одна ГАУС - Олюторская. В российской части Наваринского бассейна четыре ГАУС: Западно-Наваринская, Южно-Наваринская, Восточно-Наваринская и Северо-Наваринская.

Теоретическая и практическая значимость работы.

Теоретическая значимость работы связана с использованием в процессе исследований для изучения региона классических методов реконструкций условий осадконакопления в геологическом прошлом и созданием моделей тектонического развития - реконструкция истории изменений во времени и в пространстве тектонических процессов прогибания и воздымания, а также этапов заложения и кинематической активности разрывных нарушений и их систем в регионе. Для построения таких реконструкций бассейновой эволюции были собраны и систематизированы все доступные в настоящее время регионально-геологические, геофизические, литолого-петрологические, литолого-стратиграфические, геохимические и другие данные по его строению. В результате использования аппарата численного бассейнового моделирования были сформированы сбалансированные пространственно-временные геологические модели осадочных бассейнов Берингова моря. Результаты моделирования УВ систем позволили установить границы их распространения, выделить области наиболее вероятной аккумуляции углеводородов и, таким образом, решить теоретические вопросы условий формирования и закономерностей размещения в составе осадочных бассейнов генерационно-аккумуляционных углеводородных систем.

Практическая значимость работы связана с определением основных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ в палеоген-неогеновых отложениях. На основании рассчитанных моделей аккумуляций и вариативного прогноза скоплений УВ предлагается постановка поисково-разведочных работ на нефть и газ. Определены региональные тренды нефтегазоносности акватории Берингова моря, дана ресурсная оценка и выделены участки для проведения лицензирования. Были выделены наиболее перспективные участки, рекомендованные для лицензирования, и даны рекомендации дальнейших геологоразведочных работ (ГРР) на этих участках с целью уточнения их углеводородного потенциала и снижения геологических рисков. Для лицензирования рекомендованы два участка: Николаевско-Соломатинский и Васильевский, включающие области аккумуляции сразу нескольких

углеводородных систем обоих перспективных осадочных комплексов. В пределах участков расположены несколько крупных объектов антиклинального типа (Гека, Канчаланская, Западно-и Восточно-Васильевские) с высокой вероятностью их углеводородонасыщения.

Методы исследования и фактический материал.

Палеотектонические и палеогеографические реконструкции условий формирования осадочных бассейнов региона опирались на тектоно-геодинамические палеореконструкции, отображающие взаимодействие геоструктурных элементов. Применялись классические методы реконструкций условий осадконакопления в геологическом прошлом, такие как анализ мощностей и фаций, формационного состава отложений, перерывов и несогласий и др.

Бассейновый анализ и моделирование углеводородных систем проведены с использованием программно-алгоритмического обеспечения PetroMod (Schlumberger, США) (https://digital.slb.ru/products/petromod/petromod_3d/). В соответствие с методическими требованиями комплекса PetroMod, для создания корректной геолого-геохимической модели были загружены: геологические материалы, включая сейсмогеологические разрезы и литолого-петрофизические характеристики пород); геотермические данные, полученные при замерах температур и давлений в скважинах в различных диапазонах глубин; среднегодовые температуры на поверхности осадков и замеры теплового потока; геохимические данные, включая тип и содержание органического вещества и величину водородного индекса.

Геохимические исследования. Обобщены результаты геохимических исследований как собственных, так и проведеных иследований различных организаций и авторов методами химико-битуминологических, пиролитических и биомаркерных исследований.

Личный вклад автора. Автором лично было выполнено моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем и проведен бассейновый анализ, построен структурно-тектонический каркас и пространственно-временная модель, построены карты и профили ГАУС, графики геологических событий, оценены геологические риски и определены перспективы поисков нефти и газа. На основании результатов моделирования бассейнов и углеводородных систем Берингова моря автором выполнены: количественная оценка их углеводородного потенциала, оценка геологических рисков, выделены наиболее перспективные участки, рекомендованные для лицензирования, а также даны рекомендации дальнейших ГРР.

Публикации и апробация работы. Основные результаты и положения диссертационной работы, полученные автором, изложены в 17 опубликованных работах, из которых 3 в изданиях из перечня ВАК РФ, 14 в изданиях, входящих в международные базы данных и системы цитирования, а также докладывались на российских и международных конференциях: Всероссийская конференция с международным участием «II Лавёровские чтения - Арктика: актуальньные проблемы и вызовы» (г. Архангельск, 2023); 2022 International science and

technology conference on Earth science, istcearthscience (г. Владивосток, 2022); «International Conference on Comprehensible Science», ICCS (г. Эйлат, 2021); 7-я научно-практическая конференция по разведке нефти и газа «Тюмень 2021. Управление недрами как кросс-функциональный процесс» (г. Тюмень, 2021); EAGE «Геомодель» - в 2020 и 2021 гг. (г. Геленджик); XIX Всероссийская конференция-конкурс студентов и аспирантов «Актуальные проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, 2021); 2020 International science and technology conference on Earth science, istcearthscience (г. Владивосток, 2020); IX Международная научная конференция молодых ученых «Молодые наукам о Земле» (г. Москва, 2020).

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, восьми глав и заключения. Общий объем работы составляет 192 страницы, включая 85 рисунков, 14 таблиц и 5 приложений. Библиографический список включает 110 наименований.

Благодарности. Глубокую благодарность автор выражает всему коллективу кафедры геологии и разведки месторождений углеводородов ФГБОУ ВО «Российский государственный геологоразведочный университет» имени Серго Орджоникидзе. Автор благодарен научному руководителю - доктору геолого-минералогических наук, профессору В.Ю. Керимову за всестороннюю поддержку, доценту Р.Н. Мустаеву - за ценные советы. Особую благодарность автор выражает Е.А. Лавреновой и М.С. Левицкой за советы и помощь в проведении исследований на различных этапах работы.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ И ГЕОХИМИЧЕСКОЙ ИЗУЧЕННОСТИ ПАЛЕОГЕН НЕОГЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ БЕРИНГОВА МОРЯ, БАЗА ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИХ ДАННЫХ

Среди Дальневосточных морей России Берингово море является наименее изученным. Объем сейсморазведочных работ на акватории, зафиксированный к настоящему времени, составил немногим более 80,0 тыс. пог. км МОГТ (Рисунок 1). Плотность сейсмических наблюдений в Беринговом море составляет 0,12 км/км2. Анализ доступной геолого-геофизической и геохимической информации показал, что акватория Анадырского залива и прилегающая суша изучены геофизическими исследованиями различных модификаций и степеней детальности, такими, как сейсморазведка, магниторазведка, гравиразведка. Исследования проводились с 1959 по 2001 гг. Суммарный объем сейсмических исследований на суше составил 24,155 тыс. пог. км., из них методом сейсморазведки МОГТ было отработано около 14 тыс. км с кратностью от 6 до 48, плотность сейсмической изученности составила 0,73 км/км2. В акватории Анадырского залива отработано 23,028 тыс. пог. км сейсморазведки, из них 5,659 тыс. пог. км кратностью 120 (120*). Буровая изученность на суше составляет 65 скважин, глубиной до 3502 м. На акватории пробурены две скважины: Лахтакская-1 в Лагунном прогибе в 2001 году и Центральная в 2002 году на одноименном поднятии в пределах Восточно-Анадырского прогиба.

В Хатырском бассейне с 1974 года проводились сейсмические исследования. Научно-производственное объединение (НПО) «Севморгео» отработало сейсмические профили МОВ ОНП по сети 2^4 км и 7^14. В результате исследований был установлен структурный план и оценена мощность осадочного чехла, достигающая 3^4 км.

В 1970-1977 гг. здесь же геологическими службами США были отработаны несколько геофизических профилей с применением комплекса методов (сейсморазведка, грави- и магнитометрия, батиметрия), а также проведено дискретное зондирование МПВ с использованием сонобуев. Были установлены закономерности изменения мощности осадочного чехла вдоль отработанных профилей.

Изучение Олюторского и Карагинского заливов геофизическими методами началось в 1949-1955 гг. Институт Океанологии АН СССР провел первые исследования на их акватории. Изучение сейсмическими методами зон в осадочных бассейнах было проведено в 2003-2004 гг., МОВ ОГТ 90*. В результате выполненных исследований было изучено их геологическое строение, выделено три структурно-стратиграфических комплекса в осадочном чехле, выявлены зоны возможного нефтегазонакопления.

Рисунок 1 - Карта сейсмической и буровой изученности Берингова моря (по данным АО

«Соююзморгео», 2018; Сенин и др., 2022).

Условные обозначения: 1 - линии профилей региональной, поисковой и детальной сейсмики; 2 - скважины глубокого бурения; 3 - государственные границы и границы морских владений и зон недропользования РФ; 4 - бровка шельфа.

Геохимические исследования проводились в сухопутных скважинах Анадырского прогиба специалистами СахалинНИПИнефть, ВНИГРИ, ИГиРГИ, МГУ, РГУ нефти и газа на площадях Верхне-Телекайская, Мейнинукская, Ягельная, Изменная, Эчинская, Собольская. Геохимические исследования на территории Хатырского осадочного бассейна были начаты в 1965 г. и проводились при совместном участии Московского Государственного Университета им. Ломоносова и Северо-Восточного Государственного Университета. Они были направлены на изучение литолого-битуминологических особенностей пород и поверхностных нафтидопроявлений. В 1982-1983 гг. Северо-Восточным комплексным научно-исследовательским институтом (ДВНЦ СВКНИИ) была выполнена газогеохимическая съемка на площади Угловая, расположенной в континентальной части Хатырского бассейна. В 1993 году на акватории Карагинского залива и в Командорской котловине силами ОАО «Дальморнефтегеофизика» были проведены газогеохимические исследования, в результате которых были установлены аномальные концентрации метана.

В результате обобщения результатов исследований как собственных, так и проведеных иследований различных организаций и авторов была создана «База геолого-геохимической информации и калибровочных данных для моделирования углеводородных систем» в виде цифровых геолого-геофизических моделей в программных комплексах «CorelDRAW», «ArgGis».

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

Переинтерпретация сейсмического материала. В Беринговом море прогноз нефтегазовых резервуаров и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в районах слабо или неизученных бурением базировался на изучении упруго-деформационных характеристик разреза на основе различных процедур интерпретационной обработки полученного сейсмического материала. Для прогноза перспектив нефтегазоносности в районах отсутствия глубокого бурения использовались технологии: детализации структурно-тектонического строения (ДСТС) ловушек УВ; многопризнакового прогноза залежи (МПЗ) углеводородов; декомпозиции дисперсии волнового поля (ДДВП). (патент № 142221 - 2014 г., изобретение 2015 г.); низкочастотного резонанса сейсмической эмиссии (НРЭ) геодинамического шума (патент № 2559123 - 2015 г.); селекции нефтегазосодержащих объектов (ОИС).

Палеотектонические и палеогеографические реконструкции. Исследование условий формирования осадочных бассейнов региона опиралось на тектоно-геодинамические палеореконструкции, отображающие взаимодействие геоструктурных элементов. К основным методам геологических исследований, использованным при выполнении диссертационной работы, относятся: построение сводных структурных карт, палеотектонические и палеогеографические реконструкции. Применялись широко известные классические методы реконструкций условий осадконакопления, включая анализ мощностей и фаций, формационного состава осадков, перерывов и несогласий и др. При выполнении данных реконструкций бассейновой эволюции и эволюции разрывных систем в регионе Берингова моря были собраны и систематизированы все доступные в настоящее время опубликованные и фондовые регионально-геологические, геофизические, литолого-петрологические, литолого-стратиграфические, геохимические и другие материалы.

Бассейновый анализ и моделирование углеводородных систем проведены с использованием программно-алгоритмического обеспечения PetroMod. Согласно методическим требованиям комплекса PetroMod, для создания корректной геолого-геохимической модели были загружены следующие типы исходных данных:

а) геологические материалы, включая сейсмогеологические разрезы и литолого-петрофизические характеристики пород (в том числе из базы данных библиотек «PetroMod»);

б) геотермические данные, полученные при замерах температур и давлений в скважинах в различных диапазонах глубин;

в) геохимические данные, включая тип и содержание органического вещества и величину водородного индекса и др.

Достоверность модели корректировалась сравнением значений реперов (современные пластовые температуры, замеренные в скважинах, с расчетными их значениями, полученными в результате моделирования).

Геохимические исследования. Обобщены результаты геохимических исследований как собственных, так и проведеных иследований различных организаций и авторов методами химико-битуминологических, пиролитических и биомаркерных исследований.

Прямые определения углеводородного потенциала пород и органического вещества (ОВ) были проведены на основе использования метода пиролиза Rock-Eval-6 (VINCI Technologies, Франция) (http://www.vinci-technologies.ru/). Они позволяют выявить спектр параметров, отражающих качественные и количественные характеристики ОВ пород, включая: содержание органического углерода (ТОС), реализованный (S1) и остаточный (S2) генерационные углеводородные потенциалы породы, кислородный (О1) и водородный (HI) индексы, температуру максимального выхода УВ при пиролизе керогена (Tmax), индекс продуктивности (PI) и другие характеристики.

ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАЛЕОГЕН-МИОЦЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Особенности геологического строения, тектоники рассмотрены в мнгочисленных трудах Д.Д. Агапитова, А.А. Александрова, В.М. Голубева, А.А. Белова, Л.П. Зоненшайна, В.Ю. Керимова, Б.В. Сенина, С.В. Руженцева, В.Д. Чеховича, Е.Е. Милановского, Н.А. Петровской, Б.А. Марковского, О.И. Супруненко и др. В шельфовой зоне российской части Берингова моря выделяются Ильпинский (Карагинский), Олюторский, Хатырский, Анадырский и Наваринский осадочные бассейны. В глубоководной зоне расположены два бассейна - Командорский на западе и Алеутский - на востоке, разделенные поднятием хребта Ширшова.

Рисунок 3.1 - Схема тектонической зональности Берингова моря и прилегающих территорий:

I - Анадырский бассейн; II - Хатырский бассейн (по данным АО «Союзморгео», 2018 с дополнениями автора)

1.Структурно-формацнонные комплексы основания

докембрийско-палеозойские, нерасчленённые киммерийские (верхний палеозой-триас) альпийские (юра-эоцен)

верхнеюрско-капнозонские комплексы океанической и субокеанпческой коры

подкомплексы переработки альпийского складчатого ' основания в окраино-континентальной зоне

2. Некоторые структурно-формацнонные комплексы верхнего этажа разреза

Эффузивные комплексы Охотско-Чукотского вулканического пояса, а — преимущественно меловые, б — палеоцен эоиеновые

ГН

о° о .а

Комплексы осадочных бассейнов: а-передовыч/краевых/ предгорных прогибов; б—орогенных/окраинно-контннен-тальных прогибов; в—«бывших» передовых прогибов на стадии окрапнно-континентального развития

3. Прочие обозначения

I . » Границы: а—основных структурно формационных комплексов

I /# А основания; б—складчато-орогенных зон; в—прогибов; г—Охотско-Чукотского вулканического пояса

/ зоны основных региональных разломов

зоны складчатых дислокаций вулканогенного основания хр Ширкова ___ и Командорской котловины

рапон раоот

Условные обозначения к структурно-тектонической схеме Берингова моря: Индексы на схеме: А - Верхояно-Колымская (Чукотская орогенно-складчатая область); Б - Система Чукотско-Анадырских докембрийско-палеозойских массивов Беринговоморской плиты (область тектоно-магматической переработки северо-западной окраины Беринговоморской плиты); В - Корякская складчато-орогенная область; Г - Олюторско-Хатырская зона окраинно-континентальных дислокаций; Д - Глубоководная впадина Берингова моря.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Гурянов Санан Агилович, 2024 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Агапитов Д.Д. Геологическое строение и нефтегазоносность Анадырского бассейна // Диссертация на соискание ученой степени кандид. геол.-мин. наук. - М., 2004. - 216 с.

2. Агапитов Д.И. Верхне-Эчинское нефтяное месторождение. Пакет геолого-геофизических данных // Анадырь-Чукотгеолком, 1994 (ф).

3. Агапитов Д.И., Иванов В.В., Бузорина В.А., и др. Отчет по теме 0136 "Изучение условий формирования нефтегазоносных отложений Хатырского прогиба" // Чукотская нефтеразведочная экспедиция. - СВКНИИ. Северо-Вост.комплекс. науч-исслед. институт-. п. Шахтерский. - Магадан, 1981. - 637 с. (ф).

4. Антипов М.П., Бондаренко Г.Е., Бордовская Т.О., Шипилов Э.В. Тектоническая эволюция Анадырской впадины в связи с перспективами её нефтегазоносности (Северо-Восток Евразии) // Геотектоника. - 2009. - №5. - С. 74-96.

5. Архипов В.Е., Брызгалова Г.С., Иванов М.К. Геологические предпосылки нефтегазоносности Анадырского и Наваринского бассейнов // Советская геология. - 1989. - №1. - C. 9-18.

6. Атлас геолого-геофизических карт. Берингово море. - Под ред. Грамберга И.С. -Ленинград, 1992.

7. Атлас палеогеографических карт шельфов Евразии в мезозое и кайнозое. Т.1, Текст. Llandudno.: Robertson Group и ГИН АН СССР, 1992.

8. Баженова О.К. Аутигенная нефтеносность кремнистых толщ // Диссертация на соиск. ученой степени док. геол.-мин наук. - М.: МГУ, 1991.

9. Баранова Ю.П., Бискэ С.Ф. Палеоклиматы палеогена и неогена Северо-Восточной Азии // Контипептальные третичные толщи северо-востока Азии. - Новосибирск: Наука, 1979. -С. 186-204.

10. Белонин М.Д., Григоренко Ю.Н., Маргулис Л.С. и др. Разведочный потенциал Западной Камчатки и сопредельного шельфа. - СПб.: Недра, 2003. - 120 с.

11. Богоявленский В.И., Кишанков А.В. Опасные газонасыщенные объекты на акваториях Мирового океана: Берингово море // Бурение и нефть. - 2018. - №9. - С. 4-12.

12. Брод И.О. и др. Известные и возможные нефтегазоносные басейны Дальнего Востока, Северо-Востока СССР и сопредельных территорий Якутии Аляски. В сб. «Проблемы Сибирской нефти», Новосибирск: изд. СО АН СССР, 1963.

13. Буданцев Л.Ю. История арктической флоры энохи раннего кайнофита. - Л.: Наука, 1983. - 156 с.

14. Бурлин Ю.К., Агапитов Д.Д. Новый нефтегазоносный район на северо-востоке России // Вестник Московского Университета. - Серия 4 - Геология., 2002. - №4. - С. 20-25.

15. Варламов А.И., Афанасенков А.П., Виценовский М.Ю., Давыденко Б.И., Иутина М.М., Кравченко М.Н., Мельников П.Н., Пороскун В.И., Скворцов М.Б., Фортунатова Н.К. Состояние и пути наращивания сырьевой базы углеводородов в Российской Федерации // Геология нефти и газа. - 2018. - № 3. - С. 5-25.

16. Васильев В.Г. Перспективы нефтегазоносности континеитальной части Дальнего Востока и Северо-Востока СССР // Геология нефти и газа, 1961. - №10.

17. Верба М.Л., Ермаков Б.В. Тектоническое районирование северо-западной части шельфа Берингова моря и прилегающих побережий // Геотектоника. - 1976. - №2. - С. 101-110.

18. Волобуева В.И., Красный Л.Л. Маастрихтско-неогеновые отложения востока Корякского нагорья. - М.: Наука, 1979. - 83 с.

19. Геология Берингова моря и его континентального обрамления. Беляев И.В., Борщева Н.А., Бутков В.П., Бычков Ю.М., Гладенков Ю.Б., Дундо О.П., Лопатин Б.Г., Марковский Б.А., Орадовская М.М., Радченко В.Г., Ротман В.К., Сей И.И., Устинов Н.В. - Л., Наука, 1985. - 127 с.

20. Геология и полезные ископаемые России. Т.5. Арктические и Дальневосточные моря. - СПб, Изд-во ВСЕГЕИ, 2004. (коллектив авторов, гл. ред. В.П. Орлов).

21. Глебовская Е.А. Применение инфракрасной спектроскопии в нефтяной геохимии. - Л., 1971.

22. Голдырев А.Е. Новые данные о составе терригенных толщ верхнего мела и эоценолигоцена Западной Камчатки (район хребта горы Морошечной). - В кн.: Современные опросы геотектоники: сб. науч. тр. - М., «Научный мир», 2001. - С. 136-138.

23. Голубев В.М. Геология дна, геодинамика и нефтегазоносность Беринговоморского региона / Комитет Российской Федерации по геол. и использ. недр, Всерос. науч. -исслед. ин-т геологии и минерал. ресурсов Мирового океана. - СПб.: Недра, 1994. - 125 с.

24. Гурянов С.А. Палеографические и литолого-фациальные условия формирования мезо-кайнозойских отложений анадырского прогиба // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. - 2020. - 63(4). - С. 39-51.

25. Гурянов С.А. Структурно-тектонические условия развития осадочных бассейнов берингова моря // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. - 2022. - № 4. - С. 54-63.

26. Гурянов С.А., Вайнерман Б.П. Выявление возможных ловушек углеводородов в акватории Берингова моря // IX Международная научная конференция молодых ученых

«Молодые - наукам о Земле». - 2020. - С. 80-83.

27. Гурянов С.А., Мустаев Р.Н., Керимов В.Ю. Структурно-тектоническое моделирование Анадырского бассейна Берингова моря // Тюмень 2021. Управление недрами как кросс-функциональный процесс. 7-я научно-практическая конференция по разведке нефти и газа. - Москва, 2021. - С. 17.

28. Гусева А.Н., Лейфман И.Е., Вассоевич Н.Б. Биогеохимия нефти. Москва, 1976.

29. Двали М.Ф. Геологическое строение Паланского района (западное побережье п-ова Камчатка) - «Тр. ВНИГРИ», 1957. - вып. 102. - 124 с.

30. Дзюбло А.Д., Сторожева А.Е., Зонн М.С., Агаджанянц И.Г. Ресурсы углеводородов Дальневосточного шельфа и результаты их освоения // Научно-технический сборник Вести газовой науки. - 2019. - № 2 (39). - С. 3-16.

31. Диящев И.Р. Агапитов Д.Д. и др. Основные этапы формирования Анадырского бассейна: нерешенные проблемы. В сб. Геодинамика, магматизм и минерагения 142 континентальных окраин Севера Пацифики. Материалы XII Всероссийекого годичного собрания ВМО. - Магадан 3-6 июня 2003 г. - Т. 2. - С. 43-47.

32. Донцов В.В. Условия нефтегазообразования в кайнозойских впадинах Анадырско-Корякского региона (на примере Анадырской и Нижне-Хатырской впадин) // Автореф. дисс. канд. геол.-мин. Наук. - М.: МГУ, 1972. - 36 с.

33. Дундо О.П., Лопатин Б.Г. Геология и история развития Берингова моря и его обрамления - Сб. докл.: XXYШ сессия МГК. // Геология морей и океанов, Л., 1988. - С. 97-105.

34. Ересько М.С. Прогноз нефтегазоносности западной части Анадырского прогиба // Геология в развивающемся мире: Сборник научных трудов (по материалам VII научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых с международным участием): в двух томах. - Пермь, 2014. - С. 336-339.

35. Жаров А.Э., Королева Н.В., Степанова Е.В., Сергиенко Т.Н. и др. «Геолого-экономическая оценка локальных нефтегазоперспективных объектов на шельфах Дальневосточных морей. Переоценка ресурсного потенциала УВ и предтендерная подготовка геологической основы конкурсного участка Сахалин-5, 6; оценка прогнозных ресурсов УВ на шельфе Юго-Западного Сахалина» // ГК № ВК-02-06/381, ФГУП «Дальморнефтегеофизика», 2003, ФГУ НПП «Росгеолфонд. (ф).

36. Жолондз С.М. Подготовка геолого-геофизических материалов по проблеме внешней границы континентального шильда Российской Федерации. // Отчет ФГУП ВНИИОкеангеологии. - СПб., 2010 (ф).

37. Забанбарк А., Лобковский Л.И. Геологическое строение и нефтегазоносность

арктической части Северо-Американского континента // Арктика: экология и экономика. - 2013.

- № 3. - (11). - С. 64-75.

38. Заболотников А.А. Тектоника осадочных бассейнов Северо-Беринговоморского шельфа // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геол.-мин. наук. -Хабаровск, 1985.

39. Зоненшайн Л.П., Кузьмин М.И., Натапов Л.М. Тектоника литосферных плит территории СССР. Кн. 2. - М.: Недра, 1990. - 334 с.

40. ИА Красная Весна. Взаимоотношения России и США [Электронный ресурс] // URL: https://rossaprimavera.ru/news/4764974d.

41. Иванов В.В. Геологическобе строение и перспективы нефтегазоносности Пенжинско-Анадырского района. Автореф. канд. геол.-мин. наук. - М.: МГУ, 1967. - 22 с.

42. Исмаилов Д.Д. Условия формирования олигоцен-миоценовой углеводородной системы на территории Терско-Каспийского нефтегазоносного бассенйа и перспективы поисков скоплений нефти и газа // диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого -минералогических наук, 2022. - 118 с.

43. Карасевич А.М., Земцова Д.П., Никитин А.А. Новые технологии геофизических исследований при поисках и прогнозе углеводородного сырья. - М.: Страховое ревю, 2010. 140 с.

44. Керимов В.Ю., Гулиев И.С., Гусейнов Д.А., Лавренова Е.А., Мустаев Р.Н., Осипов А.В., Серикова У.С. Прогнозирование нефтегазоносности в регионах со сложным геологическим строением / Под научной редакцией В.Ю. Керимова. - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2015.

- 404 с.: ил.

45. Керимов В.Ю., Гурянов С.А. Результаты моделирования генерационно-аккумуляционных углеводородных систем осадочных бассейнов Берингова моря // Всероссийская конференция с международным участием «II Лавёровские чтения - Арктика: актуальные проблемы и вызовы». - Архангельск, 2023. - С. 42-46.

46. Керимов В.Ю., Лавренова Е.А., Гурянов С.А., Мустаев Р.Н. Углеводородные системы и прогнозируемые скопления углеводородов в осадочных бассейнах Берингова моря // Геомодель 2020. 22-я научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа, 2020. - С. 31.

47. Керимов В.Ю., Сенин Б.В., Богоявленский В.И., Шилов Г.Я. Геология, поиски и разведка месторождений углеводородов на акваториях мирового океана. - Москва, 2016.

48. Клещев К.А., Шеин В.С. Нефтяные и газовые месторождения России. Справочник в 2-х книгах. Кн.1. - М.: ВНИГНИ, 2010. - 832 с.; кн.2. - М., ВНИГНИ, 2010. - 720 с.

49. Костенко Н.П. Развитие складчатых и разрывных дислокаций в орогенном рельефе. - М.: Недра, 1972. - 320 с.

50. Костылев Е.Н. Бурлин Ю.К. Иванов В.В. Анадырский возможный нефтегазоносный бассейн // Нефтегазовая геология и геофизика, 1964. - № 10.

51. Кравченко Т.И., Блинова В.Н., Надежкин Д.В. и др. Геохимическая характеристика потенциально нефтегазоматеринских отложений разреза Сахалинского залива (на основе исследований скв. Астрахановская-море-1) // Геология Нефти и газа. - 2012. - №3. - С. 36-43.

52. Крымсалова В.Т. Кайнозойские фораминиферы Ападырско-Хатырской впадин. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата г. -м. наук. - Новосибирск, 1980. - 24 с.

53. Лавренова Е.А., Гурянов С.А., Керимов В.Ю. Оценка углеводородного потенциала Берингова моря // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. - 2020. - № 5. - С. 42-56.

54. Левшунова С.П. Геохимическая характеристика и оценка нефтегазоносности кайнозойских отложений Нижне-Анадырской впадины // Автореф. канд. геол.-мин. наук. - М., 1967.

55. Леончик М.И., Сенин Б.В. Новые перспективные направления поисков и разведки нефти и газа в российских акваториях. Сб. научн. тр. междунар. научно-практ. конф, «Новые идеи в геологии нефти и газа - 2015». Изд-во Моск. Ун-та, 2015. - С. 61-65.

56. Лоджевская М.И. Отчет по теме: «Уточнение количественной оценки ресурсов нефти, газа и конденсата Российской Федерации, субъектов федерации и крупных нефтегазоносных регионов по состоянию на 01.01.2009» // ФГУП «ВНИГНИ» - Москва, 2012. (ф).

57. Маловицкий ЯП., Головчак В.В. и др. Концепция изучения и освоения углеводородных ресурсов шельфов морей Дальнего Востока и Северо-Востока России (проект). Мурманск - Южно-Сахалинск, ГП ПО «Союзморгео», 1996.

58. Мамедов Р.А. Условия формирования углеводородных систем и оценка перспектив нефтегазоносности Восточно-Сибирского моря // диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, 2022. - 130 с.

59. Мамедов Р.А., Гурянов С.А., Мамедова С.А. Перспективы нефтегазоносности осадочного бассейна шельфа ВосточноСибирского моря // IX Международная научная конференция молодых ученых «Молодые - наукам о Земле». - 23 октября 2020. - Т. 5. - С. 33.

60. Маргулис Е.В. Нефтегеологическое районирование и оценка нефтегазовых ресурсов Дальневосточных морей. // «Нефтегазовая геология. Теория и практика». - 2009. - Т.4.

61. Маргулис Е.А. Литология кайнозойских отложений Российского шельфа Берингова моря (скважина Центральная-1) // «Нефтегазовая геология. Теория и практика». -2013. - Т.8. - №4. - 13 с.

62. Милановский, 1996 а, б; Хаин, Лимонов, 2004 и др. Корреляция тектонических событий ...., 1985.

63. Мустаев Р.Н. Оценка генерационного потенциала Южно-Каспийского бассейна на основе геохимических исследований выбросов грязевых вулканов // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2017. - №1(286). - С. 33-44.

64. Нелюбов П.А., Маргулис Л.С. Состояние и перспективы развития сырьевой базы углеводородов Дальнего Востока // Разведка и охрана недр. - 2016. - № 9. - С. 50-56.

65. Нефтегазоносность Северо-Востока Азии. - М.: ИГиРГИ, 1997. - 260 с.

66. Нефтегазоносность. Охотская нефтегазоносная провинция; Притихоокеанская нефтегазоносная провинция. О.И. Супруненко, Э.Г. Коблов, П.М. Сычев, В.В. Харахинов. - В кн. Геология и полезные ископаемые России. Т.5. кн. 2. Дальневосточные моря, их континентальное и островное обрамление. - СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2005. - С. 192-214.

67. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник в двух книгах. - М.: Недра, 1987. - 358 с.

68. Парасына В.С, Цемкало М.Л., Гогоненков Г.Н. Южно-Киринское месторождение - перспективная база газодобычи на Дальнем Востоке России // Геология нефти и газа. - 2012. -№ 3. - С. 15-24.

69. Петровская Н.А. Геологическое строение и углеводородный потенциал шельфа Дальнего Востока, Раздел III. Восточно-Арктический шельф. Книна.1. Восточно-Сибирское и Чукотское моря. ОАО «Дальморнефтегеофизика». - Ю-Сахалинск, 2012 (ф).

70. Петровская Н.А. Отчет по теме 11-К «Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Анадырского осадочного бассейна». Производственное объединение «Союзморгео» ГП «Трест Дальморнефтегеофизика». - Южно-Сахалинск, 1997.

71. Петровская Н.А. Отчет о результатах работ, проведенных ФГУП «Дальморнефтегеофизика» по анализу фонда локальных нефтегазоперспективных объектов на шельфах дальневосточных морей с целью их геолого-экономической оценки. - Южно-Сахалинск, 2001. - Архив ОАО «Дальморнефтегеофизика», № 1-01-6м/2.

72. Петровская Н.А., Грецкая Е.В. Новое открытие газогидратов в Беринговоморском регионе // Геология морей и океанов: материалы XVIII Междунар. науч. конф. (шк.) по мор. геологии (Москва, 16-20 нояб. 2009 г.). - М. - 2009. - Т. 2. - С. 86-89.

73. Петровская Н.А., Тришкина С.В., Савишкина М.А. Основные черты геологического строения Российского сектора Чукотского моря // Геология нефти и газа. - 2008.

- № 6. - С. 20-27.

74. Пискарёв А.Л., Сорока И.В., Чернышов М.Ю. Строение земной коры и тектогенез в море Лаптевых // Геотектоника. - 2003. - № 5. - С. 57-72.

75. Полудеткина Е.Н. Геохимические предпосылки нефтегазоносности Анадырского бассейна // Диссертация на соискание ученой степени канд. геол.-мин. наук. - М., 2007. - 150с.

76. Поляк Б.Г., Смирнов Я.Б. Связь глубинного теплового потока с тектоническим строением континентов // Геотектоника. - 1968. - №4. - С. 3-19.

77. Поляк Б.Г., Смирнов Я.Б. Тепловой поток на континентах //Докл. АН СССР. - 1966.

- Т.168. - №1. - С.170-172.

78. Полькин Я.И. Чукотское море. В кн.: Геологическое строение СССР и закономерности размещения полезных ископаемых // Т.9. Моря Советской Арктики. - Л-д.: Недра, 1984. - С. 67-79.

79. Попов А.П., Плесовских И.А., Варламов А.И. Состояние сырьевой базы нефти и газа Российской Федерации // Геология нефти и газа. - 2012. - № 5. - С. 4-15.

80. Региональная геология Беринговоморского шельфа. Геология разведки Центральной и Анадырской береговой зоны, региональная геология бассейна Наварин. WestemGeco, London, 2002.

81. Ривош Л.А., Герхен Т.В. Обобщение результатов аэромагнитных съемок и подготовка к изданию карт аномального магнитного поля по территории Камчатского п-ва и прилегающим к нему морским районам м-бов 1:200000 и 1:1000000 // Западный Геофизический трест, 1962.

82. Сенин Б.В., Гурянов С.А., Керимов В.Ю., Лавренова Е.А. Углеводородные системы и оценка вероятности открытия скоплений нефти и газа Берингова моря // Геомодель 2021. 23 -я конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа. - Москва, 2021. - С. 5.

83. Сенин Б.В., Керимов В.Ю., Богоявленский В.И., Леончик М.И., Мустаев Р.Н. Нефтегазоносные провинции морей России и сопредельных акваторий. В 4-х книгах. - Книга 3. Нефтегазоносные провинции морей Восточной Арктики и Дальнего Востока. - М.: Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе, 2022. - 339 с.: ил.

84. Сенин Б.В., Леончик М.И. Региональные геологические проблемы и риски выбор оптимальных направлений нефтегазопоисковых работ в дальневосточных морях России //

Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2020. - № 1. - С. 12-22.

85. Сенин Б.В., Леончик М.И. Стратегические направления развития минерально -сырьевой базы углеводородов нераспределённого фонда недр морских акваторий // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2016. - № 6. - С. 1-12.

86. Сенин Б.В., Шипилов Э.В., Юнов А.Ю. Тектоника арктической зоны перехода от континента к океану. - Мурманск: кн. изд-во, 1989. - 176 с.

87. Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1987. - 336 с.

88. Ставский А.П., Чехович В.Д., Кононов М.В., Зоненшайн Л.П. Палинспастические реконструкции Анадырско-Корякского региона с позиции тектоники литосферных плит // Геотектоника. - 1988. - № 6. - С.32-42.

89. Суворов, 1978; Косыгин, 1988. Гипотеза о роли "тектонопар" в глобальной кинематике литосферы.

90. Суховольский Л.Н., Табояков А.Я., Жукова О.С., и др. Прогнозирование зон возможного нефтегазонакопления на Хатырском шельфе Берингова моря // Отчет по объекту 11/90. Дальморнефтегеофизика. - Юж.-Сахалинск, 1992.

91. Тектоносфера Тихоокеанской окраины Азии. - Владивосток: ДВО РАН, 1992. -

238 с.

92. Харахинов В.В., Шленкин С.И., Вашкевич А.А., Агапитов Д.Д., Обухов А.Н. Нефтегазоносные бассейны Берингова морского региона (итоги нефтегазопоисковых работ 20002009 гг.). - М.: Научный Мир, 2014. - 340 с.

93. Цой И.Б. Условия формирования кайнозойского осадочного чехла Дальневосточных морей и островного склона Курило-Камчатского желоба (по микропалеонтологическим данным) // Автореферат дисс. докт. геол.-минер. наук. - Владивосток: ТОИ им. В.И. Ильичева, 2012. - 46 с.

94. Цуканов Н.В. Тектоно-стратиграфические террейны Камчатской активной окраины: строение, состав и геодинамика / Вулканизм и связанные с ним процессы: материалы ежегодной конференции. - Петропавловск-Камчатский: ИВИС и С ДВО РАН, 2015. - С. 97-103.

95. Шеин В.С., Игнатова В.А. Геодинамика и перспективы нефтегазоносности осадочных бассейнов Дальнего Востока. М.: ВНИГНИ - 2007. - 296 с.

96. Щербань О.В. Геохимия органического вещества, нефтей и газов кайнозойских отложений Анадырского, Хатырского и Ямско-Тауйского осадочных бассейнов (в связи с оценкой условий нефтегазообразования) // Диссертация на соискание ученой степени канд. геол.-мин. наук. - Магадан, 1985. - 240 с. (ф).

97. Ягафаров А.К., Кузнецов Н.П., Красневский Ю.С. и др. Анализ результатов испытаний поисково-разведочных скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 2003. - 256 с.

98. Chernykh, A., Glebovsky, V., Zykov, M., Korneva, M. New insights into tectonics and evolution of the Amerasia Basin. Journal of Geodynamics. https//doi.org/10/1016/j.jog.2018.02.010.

99. Guryanov S.A., Kerimov V.Yu. Assessment of geological risks and the probability of discovering oil and gas fields in the Bering Sea // Advances in Science, Technology and Innovation, 2023. - pp. 255-257.

100. Guryanov, S., Kerimov, V., Mustaev, R. Prospects for the development of hydrocarbon resources in the water area of the Bering Sea // AIP Conference Proceedings, 2023, 2910(1), 020096.

101. Kerimov, V.Yu., Lavrenova, E.A. Guryanov, S.A. Hydrocarbon systems and estimation of the probability of discovery of oil and gas accumulations in the Bering sea // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. "International Science and Technology Conference "Earth Science", ISTC EarthScience 2022 - Chapter 2.", 2022. - Р. 032008.

102. Kerimov, V., Mustaev, R., Guryanov, S. Estimation of sedimentation conditions for the formation of hydrocarbon accumulations in the Sea of Okhotsk // AIP Conference Proceedings, 2023, 2910(1), 020093.

103. Kerimov, V., Mustaev, R., Guryanov, S. Prospects for the development of hydrocarbon resources in the water area of the Sea of Japan // AIP Conference Proceedings, 2023, 2910(1), 020095.

104. Kerimov V.Y., Mustaev R.N., Guryanov S.A., Leonov M.G. Postmagmatic tectonics of basement granites of the Far Eastern seas of Russia // Eurasian Mining. - 2020. - № 2. - pp. 3-6.

105. Kumar N., Granath J., Emmet P. A., [2011] Chapter 33: Stratigraphic and tectonic framework of the US Chukchi Shelf: Exploration insights from a new regional deep-seismic reflection survey. Geological Society London Memoirs 35(1): 501-508.

106. Lavrenova E., Guryanov, S., Kerimov, V. Results of Modeling the Hydrocarbon Systems of the Bering Sea // Advances in Science, Technology and Innovation, 2023., pp. 247-249.

107. Magoon Leslie B. Petroleum System: Nature's Distribution System for Oil and Gas. Encyclopedia of Energy. - 2004. - Volume 4, Elsevier. - pp. 823-836.

108. Mustaev, R. Kerimov, V. Bondarev, A., Guryanov, S. Assessment of geological risks when performing prospecting and exploration for oil and gas // Lecture Notes in Networks and Systems. - 2022. - Vol. 315 LNNS. - pp. 271-282.

109. Peters K.E., Cassa M.R. Applied source rock geochemistry. The petroleum system-from source to trap - "AAPG Memoir 60", 1994. - pp. 93-120.

110. Pollack, H.N., S. Hurter, and J.R. Johnson. The new global heat flow data compilation // Eos Trans. AGU, 71, 1604, 1990.

Характеристика нефтегазоматеринских свойств отложений осадочного чехла Анадырского осадочного бассейна (содержание Сорг. в %, Ш в мг УВ/г Сорг.)

Свиты, толщи Источник информации

Щербань, 1985 Полудеткина, 2007 Обобщенные данные МГУ, СахалинНИПИнефтегаз, ВНИГРИ, СКВНИИ Агапитов, 2004 Скв. Лахтаксакая 1 (Агапитов, 2004 со ссылкой на ВНИГРИ) Скв. Центральная 1 (Агапитов, 2004 со ссылкой на ВНИГРИ)

Эчинская С орг. 0,19 - 5,59 * 0,9 (15) С орг. 0,45 - 31,3 9,95 (58) 98 - 324 ттт 0,19 - 5,59 С орг. —-—- 0,9 н. д. н. д. С орг. 0,34 - 0,82 0,66

Елисеевская С орг. 0,15 - 3,66 1,52 (23) 0,15 - 3,66 С 0РГ— 1,52 н. д. С орг. 0,35 - 0,52 0,48 (4) С орг. 0,22 - 0,47 0,36

Озернинская С орг. 0,29 - 7,67 1,6 (55) 01 - 212 0,29 - 7,67 С орг. —-——- н 1,18 н. д. С орг 0,39 - 27,93 20,10 (4) С орг. 0,10 - 0,94 0,53

Автаткульская С орг. 0,14-3,97 1,58 (22) С орг. 0,42 - 1,25 0,79 (25) 165 - 227 Н1 -- н.д. 0,4 - 3,97 С орГ= 1,58 98 - 227 01 — 180 н. д. С орг. 0,21 - 0,74 0,48 (6) С орг. 0,21 - 0,32 0,27

Гагаринская С орг. 0,18 - 2,53 1,1 (26) С орг. 0,86 - 22,9 4,27 (56) 78 - 392 01 - 219 0,05 - 27,3 С орг. —-—- 3,3 78 - 392 01— 224 н. д. С орг. 0,24-9,22 1,83 (11) С орг 0,47 - 26,94 7,9 (12) С ор 0,36 - 40,49 8,15

Собольковская С орг. 0,2 ^ 3,29 0,63 (42) 77 ^ 298 Н,= 120 0,18 ^ 2,53 С орг. = ^ 1,1 77 ^ 340 Н,= 171 Сорг. 0,18-2,94 С орг. 0,46 ^ 1,13 0,79 (2) н. д.

Майницкая С орг. 0,21 ^ 1,19 0,65 (105) С орг. 0,3 ^ 3,1 0,75 (178) 40 ^ 320 Н,= 140 0,08 ^ 1,87 С 0РГ= 0,52 0,15 - 3,9 С 0РГ= 0,63 39 ^ 214 Н,= 142 С орг. 0,05 ^ 2,03 0,49 С орг. 0,14 ^ 4,17 0,7 (ВНИГРИ) С орг. 0,47 ^ 1,40 0,77 (16) С орг. 1,32 ^ 3,78 2,72

Усть-Чирынайская С орг. 0,18 ^ 1,21 0,77 (22) н. д. 0,18 ^ 1,2 С орг. = ———— 0,77 н. д. н. д. н. д.

Ягельная н. д. С орг. 0,19 ^ 4,71 1,01 (99) 38 ^ 329 Н1= 90 0,19 ^ 4,71 С орг. =-——- 1,01 38 ^ 465 Н,= 180 С орг. 0,19 ^ 4,17 1,04 Н1=56 С орг. 0,22 ^ 5,49 1,21 (ВНИГРИ) С орг. 0,48 ^ 1,34 0,76 (7) С орг. 0,21 ^ 0,42 0,28(4) (ВНИГРИ) С ор 1,94 ^ 17,96 5,2

Примечания:

1. * - в числителе пределы колебаний значений, в знаменателе - среднее, в скобках количество проанализированных образцов,

2. ** - отложения гагаринской свиты на стадии катагенеза ПК3,

3. *** - отложения гагаринской свиты на стадии катагенеза МК

Нефтегазопроявления в наземной части Хатырского бассейна (Петровская, 2001)

Площадь № скв. Интервал опробования,м Возраст/свита Нефтепроявления Газопроявления Особенности проявления

Естественные выходы

район рек Вычгинай и Нейвытвырвэем - - - породы с включениями твёрдых нафтидов по трещинам - -

озеро Имыней-Гыткин - - - - выход метана до 100 м3/сут -

Кульнайская площадь - - - - выход метана до 40 м3/сут -

Вычгинайские горы - - - породы насыщены нефтью - -

к западу от устья реки Хатырки - - - породы пропитаны вязкими нафтидами - -

бассейны рек Нейвытвырвэем и Накепейляк и район лагуны Маллэн - - - 48 проявлений нефтей, мальт, асфальтидов и асфальтов и около 80 сероводородных источников с выделением горючего газа - -

Структурные скважины

ИК-1 308,0-321,2; 375,3378,9 Поздний мел битум в трещинах пород - в процессе бурения

Ионайская ИК-2 41,2-247,4 Ранний мел в керне капельно-жидкая нефть и битумы в - —//—

301,2-304,7; 622,2; 622,2-624,0 —//— примазки битума в трещинах пород - —//—

Площадь № скв. Интервал опробования,м Возраст/свита Нефтепроявления Газопроявления Особенности проявления

Угловая УК-1 (38) с 405 м до забоя Олигоцен—ранний-средний миоцен - разгазирование глинистого раствора с выбросами —//—

УК-2 137,9-141,9 Средний миоцен/ваамочкинская керн с запахом бензина - —//—

УК-4 105-111 Средний миоцен/ваамочкинская - керн с запахом бензина активное выделение газа —//—

Майнопыльгинская Ионайская МП-4 2 и 3 329,8-334,8 0-250,0 Олигоцен—ранний миоцен Олигоцен—ранний миоцен насыщение трещин битумом типа мальт выделение газа —//— в процессе бурения

Глубокие скважины

Эльгинская 31 2302,0-2313,0 Поздний эоцен— олигоцен / ионайская - разгазирование глинистого раствора в колонне

2470,0-2476,0 —//— - Qг = 50-1000 м3/сут —//—

2579,0-2587,0; 2650,0-2669,0 —//— - слабый приток газа —//—

2715,0-2723,0 и до 2028,0 —//— - слабый приток газа —//—

Анольская 30 906,0-924,0 Олигоцен-ранний миоцен породы пропитаны нефтью - в процессе бурения

1441,0-1458,0 —//— - разгазирование глинистого раствора —//—

1437,0-1489,0 —//— - Qг = 3,4 тыс. м3/сут. —//—

Площадь № скв. Интервал опробования,м Возраст/свита Нефтепроявления Газопроявления Особенности проявления

1589,0-1656,0 Олигоцен/анольская - Qг = 6-7 тыс. м3/сут. —//—

1861,0-1899,0 —//— - Qг = 30 тыс. м3/сут. —//—

2031,0-2095,0; 2324,0-2359,0 —//— - приток газа —//—

1600,0-2500,0 —//— породы с включениями битума - —//—

1636,0-1658,0 Ранний миоцен / моржовская QH=10 м3/сут; фонтанирование нефти в течение 20 сут - —//—

37 965,0-975,0; 1300,01312,0 Средний-поздний миоцен / майнопыльг. майнопыльгинская керн с запахом бензина - —//—

1796,0-1810,0; 2024,02028,0 Ранний миоцен/мор-жовская керн с запахом бензина - —//—

Угловая с гл. 560,0 м Средний миоцен / ваамочкинская - разгазирование глинистого раствора с периодическими выбросами на высоту до 4 м —//—

38 463,0-467,0; 480,0486,0; 604,0-616,0; 648,0-665,0 Средний миоцен/ ваамочкинская - слабый приток газа в колонне

960,0-974,0 —//— битум в трещинах пород выделения газа в процессе бурения

1004,7-1019,0 —//— битум в трещинах пород - —//—

Площадь № скв. Интервал опробования,м Возраст/свита Нефтепроявления Газопроявления Особенности проявления

1629,0-1639,0; 1643,01669,0 —//— пластовая вода с нефтью - в колонне

1693,0-1706,0 —//— пластовая вода с нефтью QB=0,3 м3/сут.; QH=0,3 м3/сут - —//—

1712,0-1724,0 —//— пластовая вода с нефтью - —//—

1736,0-1747,0 —//— пластовая вода с плёнкой нефти - —//—

Майнопыльгинская 35 1505,0-1520,0; 1530,01537,0 Сред.-поздний миоцен / майнопыльгинская - пластовая вода с газом —//—

1556,0-1561,0 —//— - разгазированный глинистый раствор —//—

2190,0-2205,0; 2225,02240,0; 2295,0-2310 Олигоцен-ранний миоцен - разгазированный глинистый раствор —//—

3025,0-3031,0; 3036,03045,0; 3066,0-3078,0 —//— пластовая вода с газом —//—

2121,0-2208,0 Средний миоцен / ваамочкинская - разгазированный глинистый раствор в процессе бурения

2302,0-2366,0 Олигоцен-ранний миоцен - приток разгазированной пластовой воды —//—

2333,0-2420,0 —//— - разгазированный глинистый раствор —//—

Янракоимская 32 2500,0-2508,0 Средний эоцен керн с примазками битума по трещинам - —//—

33 2380,9-2398,2 Поздний эоцен-олигоцен / ионайская - приток газа с выбросом буферной жидкости —//—

2378,0-2408,0 2433,0-2448,0 —//— Средний эоцен-олигоцен - Qг=58 тыс.м3/сут; 012 мм шайба; Qг=36 тыс.м3/сут.; 0 6,6 мм шайба приток газа и воды Qг=до 5000 м3/сут.; 012 мм шайба в колонне —//—

Состав и свойства ОВ в осадочных породах Анадырского бассейна (данные МГУ, СахалинНИПИнефтегаз, ВНИГРИ, СКВНИИ)

Свита Сорг ХБА, % РХБА, % H/Cат N+O+S, % Tmax, °С Ш, мг УВ/г ТОС Р1, кг УВ/т породы Яо, %

эчинская 0.19 - 5.59 0.018-0.07 1.2 - 3.63 1.33-2.1 8.63 - 14.8 414-431 98 - 324 0.007 -0.61 0.26-0.52

0.9 0.026 2.9 1.66 10.9

озернинская 0.29 - 7.67 0.005 -0.172 0.33 - 11.4 1.43 - 1.93 9.4-12.8

1.18 0.038 2.9 1.67 11.2 212 0.35

елисеевская 0.15 - 3.66 0.007 -0.124 0.41 - 7.1 1.57 - 1.89 10.1 - 13.1

1.52 0.042 3.14 1.7 10.7

автаткульская 0.14-3.97 0.004-0.076 0.3 - 5.1 1.54-1.96 9.63 - 12.0 429 - 434 98- 227 0.014-0.16 0.4-0.63

1.58 0.039 2.18 1.69 10.8 431 180 0.07

гагаринская 0.05 - 27.3 0.02-0.32 0.7 - 8.2 1.47 - 1.98 0 - 15.9 421-438 78 - 392 0.003 -0.1 0.45-0.8

3.3 0.1 2.7 1.67 8.5 432 224 0.05

собольковская 0.18-2.53 0.002 -0.138 0.44-9.31 1.59-1.81 9.56-12.8 409 - 440 77 - 340 0.03-0.53 0.62-0.81

1.1 0.055 4.7 1.73 10.7 434 171 0.17

верхнемайницкая 0.08 - 1.87 0.008-0.158 1.2 - 45.5 1.3 - 1.95 0 - 15.1 39 - 214 0.1 - 1.0 0.5-1.25

0.52 0.086 7.5 1.55 5.7 0.4

нижнемайницкая 0.15-3.9 0.012-0.112 0.2 - 14.6 0.58-2.04 0.3-21.5 142 0.03-0.3

0.63 0.068 8.5 1.46 7.8 0.12

усть-чирынайская 0.18- 1.2 0.018-0.107 1.78-12.8 1.64-1.93 0.86 - 10.0

0.77 0.059 6.91 1.7 5.25

ягельная 0.19-4.71 0.004 - 0.09 0.5 - 5.0 1.2 - 1.7 3.5-13.7 436 - 448 38 - 465 0.049 - 0.193 0.62-1.09

1.01 0.033 3 1.45 6.4 441 180 0.114

Физико-химические свойства нефтей и конденсатов (данные МГУ, ВНИГРИ, ИГиРГИ, СахалинНИПИнефтегаз, КТЭ ПГО «Сахалингеология»)

Месторождение Возраст Плот- 8, % Пара- Масла, Смолы Асфаль-

продуктивных ность, г/см3 фины, % % % тены, %

отложений

Верхне-Эчинское М:2-3 07 0,68 98,6 0,43 0,97

Верхне-Эчинское М:2-3 07 0,857 45,7 38,7 15,6

Верхне-Эчинское М:1-2 аУ 0,823 0,02 15,1 86,5 13,5

Ольховая М:1 ЕЕ 0,867 0,06 2,77 62,4 28,2 9,4

Ольховая М:1 ЕЕ 0,973 0,14 15,64 45,7 38,7 15,6

Ольховая М:1 ЕЕ 0,868 0,12 10,22 89,6 9,46 0,97

Верхне-Телекайское ЕЕ 0,748 0,07

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,858 0,09 16,8 85,7 14,3

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,853 0,08 25,1 66,8 33,2

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,854 0,1 16,5 64,6 35,4

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,863 0,14 18,4 74,8 22,3 2,9

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,859 0,04 37,3 81,6 17,2 1,2

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,871 0,09 16 84,5 12,5 3,0

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,865 0,21 2,36 82,0 12,7 5,3

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,87 0,55 6,81 75,0 18,2 6,8

Верхне-Телекайское ^ эЬ 0,848 0,02 9,98 93,3 5,9 0,8

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,813 0,04 6,44 89,1 10,5 0,4

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,804 0,05 13,05 90,5 9,1 0,4

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,853 0,1 16,5 64,6 23,6 11,8

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,865 0,08 7,4 82,2 11,1 6,7

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,853 0,08 25,1 66,8 22,2 11,0

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,882 0,13 10 83,3 10,6 6,1

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,867 0,08 9,9 82,8 14,0 3,2

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,865 0,08 7 81,9 14,9 3,2

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,854 0,08 9,5 86,9 10,8 2,3

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,87 0,06 23,6 89,8 8,8 1,4

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,841 0,13 10,8 82,3 15,2 2,5

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,857 0,08 11,7 86,4 10,8 2,8

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,857 0,05 18,1 82,4 11,6 6,0

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,871 0,07 25,9 76,8 16,8 6,4

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,849 0,06 28 90,0 8,2 1,8

Верхне-Телекайское М:1 эЬ 0,857 0,08 22,4 87,6 10,8 1,6

Изменная Р23 - РзШИ 0,674 99,86 0,11 0,03

Изменная Р23 - РзШИ 0,823 93,93 5,48 0,59

Геохимические показатели осадочных пород Анадырского бассейна (данные МГУ, СахалинНИПИнефтегаз, ВНИГРИ, СКВНИИ)

Месторождение, площадь глубина, м свита, толща Сорг, % Sl мг УВ/г пор, S2 кг УВ/т пор, Sl+S2 кг УВ/т пор, Ш1 $2*100% / Сорг Ттах, оС Яо %

В ерхне-Телекайская 10 178 телекайская 1,05 0,03 2,03 2,06 193 414

В ерхне-Телекайская 10 286 телекайская 3,58 0,05 5,93 5,98 166 420

В ерхне-Телекайская 10 335 телекайская 21,80 0,10 43,91 44,00 201 424 0,57

В ерхне-Телекайская 10 460 телекайская 19,60 0,11 36,43 36,50 186 418 0,59

В ерхне-Телекайская 10 593 телекайская 38,01 1,56 123,26 124,82 324 414 0,57

В ерхне-Телекайская 10 625 телекайская 3,91 0,26 7,43 7,69 190 418 0,52

В ерхне-Телекайская 10 747 телекайская 23,09 0,17 51,60 51,80 223 430

В ерхне-Телекайская 10 900 телекайская 6,50 0,17 14,09 14,26 216 425 0,62

В ерхне-Телекайская 10 903 телекайская 8,26 0,12 16,03 6,15 194 423 0,70

В ерхне-Телекайская 10 990 автаткульская 0,51 0,05 0,50 0,55 98 431 0,70

В ерхне-Телекайская 10 1035 автаткульская 0,84 0,04 1,91 1,95 227 429 0,67

В ерхне-Телекайская 10 1066 автаткульская 0,99 0,03 2,01 2,04 203 430

В ерхне-Телекайская 10 1089 автаткульская 0,71 0,02 1,43 1,45 201 434

В ерхне-Телекайская 10 1120 автаткульская 1,24 0,34 2,04 2,38 165 431 0,67

В ерхне-Телекайская 10 1175 гагаринская 11,03 0,08 27,03 27,10 245 430 0,67

В ерхне-Телекайская 10 1185 гагаринская 0,86 0,07 0,98 1,05 114 431

В ерхне-Телекайская 10 1272 гагаринская 1,76 0,23 3,36 3,59 191 435 0,73

В ерхне-Телекайская 10 1285 гагаринская 1,34 0,15 2,14 2,29 160 431 0,52

В ерхне-Телекайская 10 1300 гагаринская 2,79 0,33 5,07 5,40 182 431

В ерхне-Телекайская 10 1310 гагаринская 4,05 0,35 7,86 8,21 194 431

В ерхне-Телекайская 10 1330 гагаринская 1,72 0,20 3,46 3,66 201 434

В ерхне-Телекайская 10 1340 гагаринская 1,73 0,09 2,93 3,02 239 435

В ерхне-Телекайская 10 1357 гагаринская 4,32 0,29 8,91 9,20 206 435

В ерхне-Телекайская 10 1370 гагаринская 6,52 0,95 16,04 16,99 246 429 0,67

В ерхне-Телекайская 10 1380 гагаринская 4,60 0,25 10,46 10,71 227 433 0,73

В ерхне-Телекайская 10 1405 гагаринская 9,35 1,74 26,31 28,05 281 427 0,70

В ерхне-Телекайская 10 1425 гагаринская 22,88 7,24 89,67 96,91 392 425 0,70

В ерхне-Телекайская 10 1441 гагаринская 7,23 2,02 18,45 20,47 255 427 0,70

В ерхне-Телекайская 10 1478 гагаринская 5,26 0,85 9,10 9,95 173 421 0,70

В ерхне-Телекайская 10 1486 гагаринская 4,47 0,52 7,91 8,43 177 432

В ерхне-Телекайская 10 1505 гагаринская 4,95 0,73 12,89 13,62 260 436

В ерхне-Телекайская 10 1515 гагаринская 7,00 1,20 18,16 19,36 259 428

В ерхне-Телекайская 10 1535 гагаринская 5,68 0,45 13,68 14,13 241 434 0,76

В ерхне-Телекайская 10 1546 гагаринская 4,83 0,65 11,31 11,96 234 433 0,76

В ерхне-Телекайская 10 1586 гагаринская 2,35 0,17 5,63 5,80 240 434

В ерхне-Телекайская 10 1610 гагаринская 2,43 0,22 4,34 4,56 179 437 0,67

В ерхне-Телекайская 10 1630 гагаринская 1,44 0,17 1,49 1,66 103 435 0,62

В ерхне-Телекайская 10 1650 гагаринская 2,07 0,16 3,48 3,64 168 436 0,62

В ерхне-Телекайская 10 1680 гагаринская 3,56 0,64 14,50 15,14 261 432

В ерхне-Телекайская 10 1684 гагаринская 1,74 0,05 1,36 1,41 78 433

В ерхне-Телекайская 10 1694 гагаринская 3,88 0,42 9,41 9,83 243 438

В ерхне-Телекайская 10 1710 гагаринская 3,75 0,56 10,93 11,49 291 436 0,64

В ерхне-Телекайская 10 1726 гагаринская 6,29 1,30 20,88 22,18 332 434 0,73

В ерхне-Телекайская 10 1761 собольковская 3,80 0,22 6,83 7,05 180 435

В ерхне-Телекайская 10 1761 собольковская 0,21 0,12 0,29 0,41 138 434

В ерхне-Телекайская 10 1790 собольковская 0,16 0,04 0,19 0,23 119 409

В ерхне-Телекайская 10 1816 собольковская 0,13 0,03 0,19 0,22 146 421

В ерхне-Телекайская 10 1831 собольковская 0,27 0,09 0,35 0,44 130 432 0,73

В ерхне-Телекайская 10 1849 собольковская 0,24 0,05 0,29 0,34 121 421

В ерхне-Телекайская 10 1873 собольковская 0,85 0,17 2,53 2,70 298 438 0,73

В ерхне-Телекайская 10 1883 собольковская 0,59 0,11 2,01 2,20 340 438 0,67

В ерхне-Телекайская 10 1883 собольковская 0,71 0,23 2,11 2,34 297 435

В ерхне-Телекайская 10 1988 собольковская 0,69 0,07 0,93 1,00 134 434 0,70

В ерхне-Телекайская 10 1988 собольковская 0,39 0,18 0,56 0,74 143 435

В ерхне-Телекайская 10 2005 собольковская 0,74 0,10 1,46 1,56 197 435

В ерхне-Телекайская 10 2005 собольковская 0,96 0,16 1,53 1,70 159 436 0,73

В ерхне-Телекайская 10 2005 собольковская 0,42 0,18 0,87 1,05 207 439

В ерхне-Телекайская 10 2060 собольковская 0,40 0,21 0,59 0,80 147 434

В ерхне-Телекайская 10 2105 собольковская 0,34 0,23 0,49 0,72 144 438

В ерхне-Телекайская 10 2167 собольковская 0,39 0,19 0,61 0,80 195 436 0,64

В ерхне-Телекайская 10 2242 собольковская 0,61 0,21 0,72 0,93 118 439

В ерхне-Телекайская 10 2242 собольковская 1,24 0,29 2,03 2,32 164 438 0,64

В ерхне-Телекайская 10 2320 собольковская 0,69 0,10 0,94 1,04 136 440

В ерхне-Телекайская 10 2320 собольковская 0,35 0,30 0,27 0,57 77 439

Мейнинукская-1 1948-1956 майницкая 1,480 0,003 0,088 0,091 6 0,57

Мейнинукская-1 2369-2372 майницкая 0,590 0,035 0,491 0,526 83 0,59

Мейнинукская-1 2752-2754 майницкая 0,540 0,141 0,398 0,539 74

Верхне-Телекайская 9 3003-3008 майницкая 0,840 0,244 0,529 0,773 63

Верхне-Телекайская 9 2708-2717 майницкая 0,420 0,126 0,835 0,961 199 0,67

Верхне-Телекайская 9 2836-2842 майницкая 0,280 0,105 0,295 0,400 105 0,57

Верхне-Телекайская 9 2938-2945 майницкая 0,630 0,304 0,933 1,237 148

Верхне-Телекайская 9 3030-3037 майницкая 0,660 0,102 0,233 0,335 35

Верхне-Телекайская 9 3030-3037 майницкая 0,097 0,275 0,372

Верхне-Телекайская 9 3123-3127 майницкая 1,010 0,306 0,306 0

Изменная скв.3 1609-1621 майницкая 0,550 0,072 0,362 0,434 66

Изменная скв.3 1725-1731 майницкая 0,790 0,03 0,723 0,753 92

Изменная скв.3 1802-1809 майницкая 0,550 0,035 0,334 0,369 61

Изменная скв.3 1904-1911 майницкая 0,470 0,051 0,316 0,367 67

Изменная скв.3 2020-2021 майницкая 0,600 0,07 0,607 0,677 101

Изменная скв.3 2020-2021 майницкая 0,055 0,49 0,545

Изменная скв.3 2174-2182 майницкая 0,720 0,086 0,938 1,024 130

Изменная скв.3 2174-2182 майницкая 0,068 0,794 0,862

Изменная скв.3 2287-2293 майницкая 0,730 0,102 0,937 1,039 128

Изменная скв.3 2393-2399 майницкая 0,440 0,118 0,63 0,748 143

Изменная скв.3 2475-2480 майницкая 0,500 0,097 0,682 0,779 136

Изменная скв.3 2573-2579 майницкая 0,600 0,053 0,475 0,528 79

Изменная скв.3 2676-2684 майницкая 0,660 0,053 0,67 0,723 102

Изменная скв.3 2784-2790 майницкая 0,580 0,045 0,226 0,271 39

Изменная скв.3 2784-2790 майницкая 0,089 0,194 0,283

Изменная скв.3 2889-2898 майницкая 0,540 0,063 0,747 0,810 138

Изменная скв.3 2951-2960 майницкая 0,760 0,033 0,545 0,578 72

Ягельная-1 1872-1887 ягельная 1,830 0,085 1,087 1,172 59 0,55

Ягельная-1 2014-2028 ягельная 1,010 0,045 0,385 0,430 38 0,55

Ягельная-1 2652-2667 ягельная 1,430 0,03 0,577 0,607 40 0,62

Ягельная-1 2755-2770 ягельная 1,340 0,033 0,218 0,251 16 0,64

Ягельная-1 2884-2899 ягельная 0,770 0,078 0,686 0,764 89 0,80

Ягельная-1 3027-3038 ягельная 1,450 0,056 0,956 1,012 66 0,87

Ягельная-1 3131-3141 ягельная 0,680 0,037 0,295 0,332 43 0,87

Ягельная-1 3188-3202 ягельная 0,450 0,056 0,234 0,290 52 0,94

Ягельная-1 3305-3314 ягельная 0,450 0,042 0,416 0,458 92 1,05