Вилюйская синеклиза. Вилюйская синеклиза Південно західна частина Вилюйской синеклизи

Вступ
Знаходиться в південно-східній частині СП, загальна потужність чохла в її межах досягає 8 км. З півночі вона межує з Анабарского масивом, з півдня - Алданським щитом, на південному заході через сідловину зчленовується з Ангаро-Ленським прогином. Східний кордон з Пріверхоянський передовим прогином найменш виразна. Синеклиза виконана палеозойскими, мезозойськими і кайнозойськими опадами. У центральній її частині розташований Урінскій авлакоген північно-східного простягання, виконаний, ймовірно, ріфейськимі породами. На відміну від Тунгуської синеклізи Вилюйская найбільш активно розвивалася в мезозої (починаючи з юри). Палеозойські відкладення представлені тут головним чином кембрійськими, ордовікськимі, почасти девонскими і нижньокам'яновугільних утвореннями. На цих породах з розмивом залягають юрські відкладення, що містять в основі базальні конгломерати. У складі синеклизи виділяють ряд западин; (Лунхінская, Игиаттінская, Кемпедяйская і розділяють їх валообразних підняттів (Сунтарського, Хапчагайское, Наманінское). Найбільш повно вивчені за допомогою геофізичних методів і буріння Сунтарського підняття і Кемпедяйская западина.
Сунтарського валообразних підняття відображає в осадовому чохлі піднятий горст фундаменту. I Кристалічні породи фундаменту розкриті на глибині 320-360 м, на них залягають нижнеюрских відкладення. Схили підняття складені палеозойскими породами, поступово виклінвающіміся до склепіння. Амплітуда підняття по мезозойських відкладів 500 м. Кемпедяйская западина (прогин) розташовується на південний схід від Сунтарського підняття. Вона складена нижнепалеозойскими, девонскими, нижньокам'яновугільних і мезозойськими утвореннями загальною потужністю до 7 км. Особливість западини - наявність соляної тектоніки. Кам'яна сіль кембрійського віку утворює тут соляні куполи з кутами падіння крил до 60 °, сильно розбиті порушеннями. У рельєфі соляні куполи виражені невеликими височинами висотою до 120 м.
Глибинне будова і геофізичні поля
Потужність кори в районах з неглибоким заляганням фундаменту перевищує 40 км, а на Алдано-Становому і Анабарском виступах доходить до 45-48 км. У великих западинах потужність кори менше і зазвичай не досягає 40 км (Єнісей-Хатангского, південна частина Тунгуської), а в Вилюйской - навіть 35 км, але в північній частині Тунгуської синеклізи становить 40-45 км. Потужність осадової толіці варіює від 0 до 5 і навіть до 10-12 км в деяких глибоких западинах і авлакогеном.
Величина теплового потоку не перевищує 30-40, а місцями навіть 20 мВт / кв.м. В окраїнних зонах платформи щільність теплового потоку зростає до 40-50 мВт / кв. м., а в південно-західній частині Алдано-Станового щита, куди проникає східне закінчення Байкальської рифтової зони, навіть до 50-70 мВт / кв. м.

Будова фундаменту і етапи його формування

Алдано-Становой щит складний переважно архейскими і в меншій мірі нижнепротерозойскими метаморфічними і інтрузивними утвореннями. У південній половині щита доріфейських фундамент прорваний палеозойскими і мезозойськими інтрузіями.
У будові фундаменту виділяють 2 основні мегаблоку - північний Алданский і південний Становий, розділені зоною Північно Станового глибинного розлому. Найбільш повний розріз вивчений в Алданском мегаблок, де виділяють 5 комплексів. Його центральна і східна частини складає потужний Алданский комплекс архею, що піддався метаморфизму гранулитовой ступені.
Нижня іенгрская серія складена товщами мономінеральних кварцитів і переслаивающихся з ними високоглиноземистих (сілліманітових і кордиерит-біотитових) гнейсов і сланців, а також гранат-біотитових, гіперстінового гнейсов і амфиболитов. Видима потужність перевищує 4-6 км.
Деякі геологи виділяють в її підставі щоровскую свиту, складену метаморфіти базит-ультрабазитових складу.
Тімптонская серія, налягайте на іенгрскую з ознаками незгоди, характеризується широким розвитком гіперстінового гнейсов і кристалічних сланців (чарнокітів), двупіроксенових гранатових гнейсів, а також кальцифиров граморов (5-8 км). Вищерозміщена джелтулінская серія складена гранат-біотитових, діопсідових гнейсами, Улита з прошарками мармурів і графітових сланців (3-5 км). Загальна потужність Алданского комплексу оцінюється в 12-20 км.
У Звірівське-Сутамском блоці, що прилягає до зони Північно-Станового шва присутній курультіно-гонамскій комплекс; гранат-піроксенових і піроксен-плагіоклазових кристалічних сланців, що утворилися при глибокому метаморфизме основних і ультраосновних вулканітів з прошарками кварцитів, гнейсів і тілами габброидов, пироксенитов і перідотітов. Одні дослідники параллелізуют цей комплекс істотно базит-ультрабазитових складу з різними частинами Алданского, інші припускають, що він стелить останній, причому на думку деяких геологів, ще нижче, судячи з 1 Ксеноліти, має бути присутня протокори плагіоамфіболіт- гранітогнейсового складу.
Час накопичення порід Алданов близько до 3,5 млрд. Років, а його гранулитового метаморфізму - до 3-3,5 млрд. Років, і в \\ цілому його формування відбувалося в ранньому археї.
Більш молодим є трогових комплекс, який займає численні вузькі, грабенообразниє прогини, накладені на раннеархейскіе освіти західній частині Алданского мегаблоку. Комплекс представлений вулканогенно-осадовими товщами потужністю 2-7 км, метаморфизованними в умовах зеленосланцевой і амфиболитовой фацій. Вулканіти виражені метаморфизованними лавами переважно основного складу в нижній і кислого в верхній частині розрізу, осадові утворення fc кварцитами, метаконгломератів, хлорит-серіцітовимі і чорними углеродсодержащими сланцями, мармурами, залізистих кварцитів, з якими пов'язані родовища магнетитових залізних руд.
Формування трогових комплексу відбувалося в пізньому археї (2,5-2,8 млрд. Років тому).
У південно-західній частині Алданского мегаблоку на породах трогових комплексу і більш древніх товщах архею трансгресивної залягає Удоканський комплекс (6-12 км), що виконує широкий брахісінклінальний КОДАР-Удоканський прогин протоплатформенного типу. Він складний слабо метаморфизованними теригенними відкладеннями - метаконгломератів, метапісковиків, кварцитами, метаалевролітамі, глиноземистий сланцями. До верхньої, слабо незгодна залягає серії приурочений 300-метровий горизонт мідистих піщаників, службовців продуктивної товщею найбільшого стратиформного Удоканского мідного родовища. Накопичення Удоканского комплексу відбувалося 2,5-2 млрд. Років тому. Розвиток прогину завершилося 1,8-2 млрд. Років тому перед становленням величезного Кодарского лополіти, в основному складеного порфироподібна калієвими гранітами, близькими до ріпакової.
Важливу роль у відокремленні Алданского і Станового мегаблоків грають великі масиви анортозитов і пов'язаних з ними габброидов і пироксенитов позднеархейского і (або) раннепротерозойского віку, які проникали уздовж зони Північно-Станового глибинного розлому.
Ніжнедокембрійскіе освіти Анабарского виступу виражені породами Анабарского комплексу, метаморфизованними в умовах гранулитовой фації. У цьому комплексі виділяються 3 серії загальною потужністю 15 км. Нижня далдинская серія складена двупіроксеновимі і гіперстінового плагіогнейси (ендербітоідамі) і гранулітамі, з прошарками високоглиноземистих сланців і кварцитів в верхах; верхнеанабарская свита, що залягають вище, також складена гіперстінового і двупіроксеновимі плагіогнейси, а верхня - хапчангская серія поряд з цими ортопородамі включає пачки первинно-теригенних і карбонатних порід - біотит-гранатових, сілліманітових, кордерітових гнейсов, кальцифиров, мармурів. В цілому по первинному складу і ступеня метаморфізму порід Анабарський комплекс можна зіставити з Алданським або Алданським і курультіно-гонамскім, разом узятими. Найдавніші цифри радіологічного віку (до 3,15-3,5 млрд. Років) дозволяє відносити освіти Анабарского комплексу до раннього архею.
Будова фундаменту СП виявляє ряд суттєвих відмінностей від такого ВЕП. До них відносяться широке майданні поширення ніжнеархейскіх утворень гранулитовой фації (замість вузьких гранулітового поясів в ВЕП), кілька більш молодий вік і ближчий до рифтових тип структур «чіпаючи» СП у порівнянні з архейскими зеленокаменного поясами ВЕП, незначний розвиток раннепротерозойских протогеосінклінальних областей або зон на території СП.
Пермської-мезозойські газоносні і газоконденсатні комплекси Вилюйской синеклизи і Пріверхоянський прогину

Нафтогазоносні геологічні системи цих регіональних структур об'єднуються в Лено-Вилюйского нафтогазоносну провінцію (НГП), в яку включені Лено-Вилюйская, Пріверхоянський і Лено-Анабарского нафтогазоносні області (НГО). На відміну від родовищ Непско- Ботуобинской антеклізи і Предпатомского прогину, які локалізуються в відкладеннях венда і нижнього кембрію, в Лено-Вилюйской НГП продуктивні горизонти відомі в верхнепалеозойско- мезозойських відкладеннях, тому в геологічній літературі їх поділяють на дві провінції: Лено-Тунгуську венд- кембрійську НГП і Лено-Вилюйского пермь- мезозойську НГП.
Продуктивні горизонти Лено- Вилюйской НГП пов'язані з теригенними відкладеннями верхнепермскіе, ніжнетріасових і нижнеюрских продуктивних комплексів.
Верхнепермскіе продуктивний комплекс, представлений товщею сложночередующіхся пісковиків, алевролітів, аргілітів, вуглекислих аргиллитов і пластів кам'яного вугілля, екранується глинистої товщею неджелінской свити нижнього тріасу. Усередині комплексу залягає кілька продуктивних горизонтів, розкритих на багатьох родовищах. Було доведено, що пермські відкладення Хапчагайского мегавала представляють собою єдину газонасичених зону, що характеризується аномально високими пластовими тисками, що перевищують на 8-10 МПа гідростатичні. Цим пояснюються фонтануючі притоки газу, отримані в ряді свердловин: скв. 6-1 млн. М 3 / сут., Скв. 1-1,5 млн. М 3 / сут., Скв. 4 - 2,5 млн. М 3 / сут. Основні колектори - кварцові пісковики, що складають великі лінзи, в яких формуються гомогенні поклади газу без підошовних вод.
Ніжнетріассовий продуктивний комплекс потужністю до 600 м представлений товщею переважно піщаного складу. Всі породи-колектори зосереджені в розрізі таганджінскоі свити перекритою глинистим екраном порід мономскоі свити. В межах Хапчагайского мегавала в складі комплексу виділяються продуктивні горизонти і в розрізі таганджінскоі, і в розрізі аргиллит-алевролітовоі мономскоі світ.
Нижнеюрских продуктивний комплекс потужністю до 400 м складений пісковиками, алевролітами і аргілітами. Він перекритий аргиллит-глинистої товщею сунтарской свити. У комплексі виділено дев'ять продуктивних горизонтів. Він перекритий глинистої товщею сунтарской свити.
Піщано-алевролітовие відкладення середньої та верхньої юри також надійно екрановані глинисто-піщаної пачкою мирикчанской свити верхньої юри. З цих відкладень отримані обнадійливі притоки газу.
У крейдяний частини розрізу надійних екранів немає. Вони представлені континентальними вугленосними відкладеннями.
Вилюйская синеклиза
У східній частині Вилюйской синеклизи розташована Лено- Вилюйского нафтогазоносна область. Вона містить, найімовірніше, кембрійські поклади вуглеводнів і за своєю природою повинна ставитися до Лено-Тунгуської нафтогазоносної провінції. В межах Лено-Вилюйской НТО відкрито 9 родовищ.
Енисейско-Анабарского газонефтеносная провінція - розташована на півночі Красноярського краю і Західної Якутії. Площа 390 тисяч км2. Включає Енисейско-Хатангского газоносну і Лено-Анабарского перспективну нафтогазоносну області. Найбільш значні газоконденсатні родовища Північно-Соленінское, Пеляткінское і Дерябінское. Планомірні пошуки нафти і газу почалися в 1960. Перше родовище газу відкрито в 1968. До 1984 виявлено 14 газоконденсатних і газових родовищ на території Танамско-Малохетского, Рассохінского і Балахнинского мегавалов і Центрально-Таймирського прогину. Енисейско-Анабарского газонефтеносная провінція розташовується в зоні тундри. Основні шляхи сполучення - Північний морський шлях і річки Єнісей і Лена. Автомобільні і залізні дороги відсутні. Газ видобувається на родовищах Танамско-Малохетского мегавала для постачання м Норильськ.
Тектонічно провінція пов'язана з Енисейско-Хатангского і Лено- Анабарского мегапрогібамі. На півночі і сході вона обмежена Таймирської і Верхоянская-Чукотської складчастими областями, на півдні - Сибірської платформою, на заході розкривається в Західно-Сибірську нафтогазоносну провінцію. Фундамент гетерогенний, представлений метаморфизованними породами докембрію, нижнього і середнього палеозою. Осадовий палеозойскій- мезокайнозойськимі чохол на основній території провінції досягає потужності 7-10 км, а в окремих, найбільш прогнутих ділянках, 12 км. Розріз представлений 3 великими комплексами відкладень: среднепалеозойской карбонатно-теригенними з евапорітовимі товщами; верхнепалеозойских терригенним; мезозойско- кайнозойским терригенним. В осадовому чохлі встановлені склепіння, мегавали і вали великої амплітуди, розділені прогинами. Всі виявлені газоконденсатні і газові родовища приурочені до теригенними відкладенням крейдяного і юрського віку. Основні перспективи нафтогазоносності пов'язуються з верхнепалеозойскими і мезозойськими відкладеннями в західних і з палеозойскими товщами в східних районах провінції. Продуктивні горизонти залягають в інтервалі глибин 1-5 км і більше. Поклади газу пластові, пластово-масивні склепінні. Робочі дебіти газових свердловин високі. Гази крейдяних і юрських відкладень метанові, сухі, з підвищеною жирністю, з низьким вмістом азоту і кислотних газів.

Средневілюйское газоконденсатне родовище розташоване в 60 км на схід від м Вілюйська. Відкрито в 1965 р, розробляється з 1975 р Присвячено до брахіантікліналі, яка ускладнює Хапчагайскій звід. Розміри структури по юрських відкладень 34x22 км, амплітуда 350 м. Газоносних пермські, тріасові і юрські породи. Колектори - пісковики з прошарками алевролітів, що не витримані по площі і на окремих ділянках заміщаються щільними породами. Родовище многопластового. Основні запаси газу і конденсату зосереджені в нижньому тріасі і приурочені до високопродуктивного горизонту, що залягає в покрівельної частини усть-кельтерской свити. Глибина залягання пластів 1430-3180 м. Ефективна товщина пластів 3,3- 9,4 м, товщина основного продуктивного пласта нижнього тріасу до 33,4 м. Пористість пісковиків 13-21,9%, проникність, 16- 1,2 мкм. ГВКна відмітках від -1344 до -3051 м. Початковий пластовий тиск 13,9-35,6 МПа, t 30,5-67 ° С. Зміст стабільного конденсату 60 г / м. Склад газу,%: СН90,6-95,3, N 2 0,5- 0,85, СО 0,3-1,3.
Поклади пластові масивні склепінні і пластові литологически обмежені. Вільний газ - метановий, сухий, з низьким вмістом азоту і кислих газів.
Промислова газонефтеносность приурочена до верхнепа- леозойско-мезозойским осадових відкладень, представлених чергуванням теригенних порід і вугілля і включає три газонефтеносних комплексу: верхнепермскіе-ніжнетріасових, ніжнетріасових і нижнеюрских.
Більш древні товщі у внутрішніх зонах провінції вивчені слабко через глибокого залягання.
Верхнепермскіе-ніжнетріасових (Непско-неджелінскій) ГНК розвинений на більшій частині провінції і представлений переслаиванием пісковиків, алевролітів, аргілітів і вугілля. Зональної покришкою є аргіліти в низах тріасу (неджелінская свита), які мають фаціальні нестійкий склад і на значних ділянках опесчаніваются, втрачаючи екранують властивості. Комплекс продуктивний на Хапчагайском піднятті (Средневілюйское, Толонское, Мастахского, Соболох-Неджелінское родовища) і на північно-західній моноклинали Вилюйской си неклізи (Среднетюнгское родовище); з ним пов'язано 23% розвіданих запасів газу Лено-Вилюйской РНП. Глибина газокон- денсатних покладів від 2800 до 3500 м, характерно повсюдне поширення аномально високих пластових тисків.
Ніжнетріасових (таганджінско-мономскій) ГНК представлений пісковиками, чергуються з алевролітами, аргілітами, вугіллям. Піщано-алевролітовие колектор за фізичними параметрами нестійкий, погіршується до бортів Вилюйской сінеклі- зи і Предверхоянского прогину. Покришками є глини мономской свити (верхи нижнього тріасу), які в південних районах розрізу опесчаніваются. З ніжнетріасових комплексом пов'язано 70% розвіданих запасів газу провінції, основна їх частина зосереджена на Средневілюйском родовищі, де є три самостійні газоконденсатні поклади, розкриті в пісковиках і алевролітами на глибинах від 2300 до 2600 м.
Нижнеюрских комплекс характеризується нерівномірним переслаиванием пісковиків, алевролітів і вугілля; покришкою служать глини сунтарской свити. Комплекс фаціальні нестійкий, спостерігається регіональне ущільнення порід в східному напрямку. З комплексом пов'язані невеликі газові поклади на Хапчагайском зводі (Мастахского, Средневілюйское, Соболох- Неджелінское, Ніжневілюйское родовища) і в зоні Кітчано-Буролахскіх передових складок (Усть-Вилюйское, Собоха- їнської родовища). Глибина покладів 1000 - 2300 м. Частка когось плекса в загальних ресурсах і розвідані запаси газу Лено- Вилюй-ської РНП близько 6%.
Перспективи нафтогазоносності провінції пов'язані з відкладеннями палеозою і нижнього мезозою, особливо в зонах виклинювання колекторів на північно-західному борту синеклизи і південному борту Лунгхінско-Келінському мегапрогіба.
Родовище приурочене до Средневілюйской брахиантіклінальниє складці в Средневілюйско-Толонском куполовидними піднятті, ускладнює Західний схил Хапчагайского мегавала. Розмір брахіантікліналі 34x22 км з амплітудою 350 м. Простягання її субширотное.
Розкрито кілька покладів на різних рівнях від пермі до верхньої юри. Найглибший шар розташований в інтервалі 2921 -3321 м. Він відноситься до середньої пермі. Продуктивний пласт складений пісковиками з ефективною потужністю 13,8 м. Відкрита пористість порід-колекторів змінюється в межах 10-16%, проникність не перевищує 0,001 мкм 2. Дебіти газу до 135 тис. М 3 / сут. Пластовий тиск, що становить 36,3 МПа, майже на 7,0 МПа перевищує гідростатичний. Пластова температура +66 С. Поклад відноситься до типу пластових сводових з елементами литологического екранування.
Основна поклад розкрита в інтервалі 2430-2590 м. Продуктивний горизонт локалізована в відкладеннях тріасу. Його потужності від 64 до 87 м. Він складений пісковиками з прошарками алевролітів і аргілітів (рис. 1).

Рис. 1. Розріз продуктивних горизонтів Средневілюйского газоконденсатного родовища.
Ефективна потужність досягає 13,8 м. Відкрита пористість 10-16%, проникність 0,001 мкм 2. Дебіти газу від 21 - 135 тис. М 3 / сут. Пластовий тиск 36,3 МПа, майже на 7, ОМПа перевищує гідростатичний. Пластова температура + 66 ° С. Газоводний контакт (ГВК) - 3052 м. Тип поклади -пластовая, сводовая з литологическим екрануванням. На позначці - 2438 м простежено газоподібний контакт (ГВК). Вище основний поклади розкриті ще шість в інтервалах: 2373 - 2469 м (T 1 -II), дебіт газу 1,3 млн. М 3 / сут. Потужність продуктивного горизонту (ПГ) до 30 м; 2332 - 2369 м (T 1 -I а), дебіт газу 100 тис. М 3 / сут. Потужність ПГ до 9 м; 2301 - 2336 м (T 1 -I), дебіт газу 100 тис. М 3 / сут. Потужність ПГ до 10 м; 1434 -1473 м (J 1 -I), дебіт газу 198 тис. М 3 / сут. Потужність ПГ до 7 м; 1047 - 1073 м (J 1 -II), дебіт газу 97 тис. М 3 / сут. Потужність ПГ до 10 м; 1014 - 1051 м (J 1 -I), дебіт газу 42 тис. М 3 / сут. Потужність ПГ до 23 м.
Всі поклади відносяться до типу пластових, сводових з литологическим екрануванням. Колектори представлені пісковиками з прошарками алевролітів. Родовище в промисловій експлуатації перебуває з 1985р.
Толон-Мастахского газоконденсатне родовище приурочено до двох брахіантикліналями, Толонской і Містахской, і розташованої між ними сідловині. Обидві структури приурочені до центральної частини Хапчагайского мегавала. Структури мають субширотное простягання в східному продовженні Средневілюйско-Мастахского вала. Вони ускладнені структурами більш високих порядків. До деяких з них приурочені поклади вуглеводнів. Розміри Толонской структури 14x7 км з невеликою амплітудою 270-300 м. Розкрито і розвідано 9 покладів у відкладеннях від крейди до пермі на глибину до 4,2 км.
Поклад в горизонті Р 2 -II розвідана на східному крилі Толонской брахіантікліналі в приміських пісковиках, перекритих глинистими породами неджелінской свити нижнього тріасу на глибині 3140-3240 м. Ефективна потужність горизонту 14 м, відкрита пористість 13%. Газопроникність 0,039 мкм 2. Промислові припливи газу до 64 тис. М 3 / сут. Пластовий тиск 40,5 МПа, пластова температура +70 С. Віднесено поклад до Р 2 -II умовно і може відповідати горизонту Р 2 -I Мастахского структури.
Поклад пласта Р 2 -I Мастахского брахіантікліналі приурочена до піщаниках верхній частині приміського розрізу і також перекрита глинистим екраном неджелінской свити тріасу. Глибина 3150-3450 м. Мінімальні позначки газової частини 3333 м. Відкрита пористість колекторів до 15%, газопроникність в середньому 0,0092 мкм 2.
Обидві поклади відносяться до типу пластових, сводових, литологически екранованих.
Поклад горизонту T 1 -IV локалізована в пісковиках неджелінской свити нижнього тріасу і в межах Толон-Мастахского родовища найбільш поширена. Глибина залягання 3115 - 3450 м. Ефективна потужність колектора 5,6 м, відкрита пористість 11,1-18,9%, газопроникність максимальна 0,0051 мкм 2. Пластовий тиск 40,3 МПа, пластова температура + 72 ° С. Промислові припливи від 40 до 203 тис. М 3 / сут. Тип поклади: пластова, сводовая, литологически екранована.
Пласт Т 1 -I західній перекліналі Мастахского брахіантікліналі складений пісковиками верхній частині розрізу неджелінской свити і включає структурно-літологічних поклад на глибині 3270 - 3376 м. Дебіт газу 162 тис. М 3 / сут. Пластовий тиск 40,3 МПа, пластова температура + 3,52 ° С.
Поклад пласта Т 1 -IV Б виявлена \u200b\u200bв східній перекліналі Мастахского брахіантікліналі на глибині 3120 - 3210 м. Відкрита пористість колекторів покладів Ti-IVA і Ti-IVB в середньому становить 18,1%. Газопроникність 0,0847 мкм 2. Тип поклади структурно-літологічних. Дебіт газу досягає 321 тис. М 3 / сут.
Поклад пласта Т 1-Х приурочена до локальних куполів, які ускладнюють Мастахского структуру. Вона залягає в пісковиках і алевролітами Ганджінское свити, в західному куполі перекриваючись пачками глин і алевролітів середній частині цієї ж свити. Глибина залягання 2880-2920 м. Тип поклади: сводовий, водоплавний. ГВК на глибині 2797 м. Пластовий тиск 29,4 МПа, температура + 61,5 ° С. У східному куполі з горизонту T 1 -X отримано приплив 669-704 тис. М 3 / сут. Газоконденсатна частина підпирається нафтою.
Поклад горизонту T 1 -III, локалізована в пісковиках і алевролітами, перекритих алевролітами і глинами мономской свити тріасу. Поклад тяжіє до зведення Толонской брахіантікліналі. Глибина залягання 2650-2700 м. Висота 43 м. Ефективна потужність 25,4 м. Відкрита пористість колектора, 17.8%, газопровідні по керну середня 0,0788 мкм.Наібольшіе робочі дебіти 158-507 м 3 / сут, вихід конденсату 62,6 г / м 3.
Поклади пласта T 1 -II A і Т 1 II Б відокремлені один від одного пачкою глинистих пісковиків і алевролітів. За межами покладів вони зливаються в один пласт T 1 -II. Тип поклади T 1 -II A структурно-літологічних. Глибина залягання 2580- 2650 м. Висота поклади 61м. Активна потужність пісковиків і алевролітів 8,9 м. Відкрита пористість 17%, газонасиченість 54%.
Передбачається наявність ще не відкритих покладів в тріасових відкладеннях на площі родовища.
Поклад горизонту J 1 -I-II приурочена до східної частини Мастахского брахіантікліналі, перекрита сунтарской покришкою і підпирає знизу водою. Тип поклади сводовий, водоплавний. Глибина залягання 1750-1820 м. Робочі дебіти 162-906 тис. М 3 / сут., Вихід конденсату 2,2 г / м 3. Виявлено невелика нафтова облямівка.
Соболоох-Неджелінское газоконденсатне родовище розташоване в Соболоохской і Неджелінской брахиантіклінальниє структурах і розташованої між ними Люксюгунской структурної терасі. Всі вони локалізовані в Західній частині Соболлох-Бадаранского вала. Розмір Неджелінской брахіантікліналі по стратоізогіпсе - 3100 м 37x21 км з амплітудою близько 300 м. На захід від її гіпсометричні нижче розташована Соболоохская структура розміром 10x5 км з амплітудою 60-85 м. На родовищах відкрито 10 газових і газоконденсатних покладів в відкладеннях пермі, тріасу і юри (рис . 2).

Розташоване в 125 км від м Вілюйська. Контролюється Соболохской і Неджелінской структурами, які ускладнюють центральну частину Хапчагайского вала. Родовище відкрито в 1964 р. (Неджелінская структура). У 1975 р. встановлено єдність раніше відкритих Неджелінского і Соболохского (1972) родовищ. Найбільшою за розмірами (34x12 км) і високоамплітудними (понад 500 м) є Неджелінская структура. Соболохская і Люксюгунская структури мають амплітуди не більше 50 ми значно менші розміри.
Характерно для Соболох- Неджелінского родовища наявність великих за площею покладів, приурочених до малопотужних литологически мінливим пластів пісковиків, що залягають у верхній частині верхнепермскіх відкладень і в підставі нижнього тріасу (неджелінская свита). Ці поклади, які стосуються пер- мо-тріасового продуктивному комплексу, контролюються загальною

Структурою Хапчагайского вала і литологическим фактором. Висота окремих покладів перевищує 800 м (пласт ^ -IV ^ Ефективна потужність пластів тільки на окремих ділянках родовища перевищує 5-10 м. Пластові тиску в покладах пров мо-тріасового комплексу на 8-10 МПа перевищують нормальні гідростатістіческіе.
Пористість пісковиків коливається в діапазоні 13-16%. На окремих ділянках встановлені колектори змішаного порово-тріщиною типу, пористість яких змінюється в діапазоні 6-13%. Робочі дебіти свердловин коливаються в широких межах - від 2 до 1002 тис. М / добу.
У Пермь-тріасовому продуктивному комплексі на Соболох-Неджелінском родовищі виявлено вісім покладів, приурочених до горизонтів РгШ, Р 2-П, Р-I верхньої пермі і ^ -IV 6 неожелінской свити. Поклади відносяться до пластовому сводовую або пластовому литологически обмеженому типам і залягають на глибинах від 2900 до 3800 м.
Вище, в розрізі нижнього тріасу (горизонти T-IV ^ TX) і нижньої юри (горизонти J 1 -II, J 1 -1), виявлені невеликі за площею поклади, які контролюються структурами третього порядку (Соболохской, Неджелінской) і ускладнюють їх невеликими пастками. Ці поклади, як правило, відносяться до сводовую масивному (водоплавні) типу. Поклад в горизонті T 1 -IV 6 пластова, литологически екранована.
Склад газів і конденсатів характерний для всіх родовищ Хапчагайского вала. У газах приміських і ніжнетріасових покладів вміст метану досягає 91-93%, азоту 0,8-1,17%, вуглекислоти 0,3-0,7%. Вихід стабільного конденсату 72-84 см / м. У складі газів нижнеюрских покладів переважає метан (94,5-96,8%). Вихід стабільного конденсату значно нижче, ніж в газах приміських і ніжнетріасових покладів - до 15 см 3 / м 3. Поклади супроводжуються нафтовими облямівками непромислового значення.

Ріс..2. Розріз продуктивних горизонтів Соболоохского газоконденсатного родовища
.
Горизонт P 1 -II включає дві поклади в Соболоохской і Неджелінской структурах, складені пісковиками і алевролітами потужністю до 50 м і перекриті алевролітами і вуглистими аргиллитами (рис. 8.2.). Перша з них залягає на глибині 3470-3600 м, друга - 2970-3000 м. Тип покладів сводовий, литологически екранований. Відкрита пористість колекторів 10,4 -18,8%, газопроникність 0,011 мкм 2. Робочі дебіти (по 4-м свердловинах) від 56 до 395 тис. М 3 / сут. Пластовий тиск в Соболоохской поклади 48,1 МПа, температура + 82 ° С, в Неджелінской відповідно 43,4 МПа, Т \u003d: (+64 0 С).
Основна продуктивна поклад пласта Р 2 -1 приурочена до пачки пісковиків і алевролітів у верхній частині приміського розрізу на глибині 2900-3750 м. Висота поклади близько 800 м. Максимальна потужність газонасичених колекторів 9,2 м. Тип колекторів: порові, тріщини-порові. Відкрита пористість 14,6%, газопроникність 0,037 мкм 2. Пластовий тиск 41,4 МПа, пластова температура + 76 ° С. Тип поклади: пластовий, сводовий, литологически екранований. Дебіти газу від 47 тис. М 3 / сут. до 1 млн. м 3 / сут. Вихід конденсату 65,6 г / м 3.
Поклад пласта Т 1 -IV Б локалізована в середній частині розрізу неджелінской свити в пісковиках і алевролітами. Поклад литологически екранується по всьому контуру і відноситься до пластовому, сводовую, литологически обмеженому типу. Глибина залягання 2900-3750 м. Потужність колектора 5 м, відкрита пористість 15,3%, газопроникність 0,298 мкм 2. Вихід конденсату до 55,2 г / м 3. Дебіти газу 50 - 545 тис. М 3 / сут. Пластовий тиск 40,7 МПа, температура + 77 ° С.
Поклади пластів Р 2 -I і T 1 -IV Б складають єдину термодинамічну систему і єдиний пермь-тріасовий продуктивний горизонт.
Поклади пласта Т 1 -IV розташовані в північному крилі Неджелінской брахіантікліналі. Західна поклад приурочена до Люксюгунской структурної терасі, східна - до Неджелінской структурі на глибині 2900-3270 м. Газонасичених потужність пласта 4,6-6,8м. Коефіцієнт відкритої пористості колектора 18,9%, газопроникність 0,100 мкм 2. Дебіти газу 126-249 тис. М 3 / сут. Пластовий тиск 33,9-35,5МПа, пластова температура + 69- + 76 ° С.
Горизонт T 1 -X, розташований на глибині 2594-2632 м. Він включає дві поклади, розташовані один над одним і ізольовані алевроліт-глинистої прошарком. Дебіт газу з нижньої поклади 35-37 тис. М 3
і т.д.................

Нові дані про геологічну будову Вилюйской синеклизи

( За матеріалами геофізичних досліджень.)

М.І. Дорман, А. А. МИКОЛАЇВСЬКИЙ

В даний час найбільші перспективи на сході Сибіру щодо пошуків нафти і газу зв'язуються з Вилюйской синеклізою і Пріверхоянський передовим прогином - великими структурами східній околиці Сибірської платформи. Відомі нафтогазопроявами в цих районах приурочені в основному до породам нижнеюрских віку, що залягають тут на досить значних глибинах (3000 м і більше).

Завдання геологів і геофізиків перш за все полягає у виділенні і розвідки площ з відносно неглибоким заляганням нижнеюрских порід.

Геологічна будова Вилюйской синеклизи і Пріверхоянья вивчено поки дуже слабо. На підставі регіональних геологічних і геофізичних дослідженні в останні роки було складено кілька тектонічних схем, значно розширили уявлення про будову Сибірської платформи в цілому і особливо її східних районів. Подальший розвиток геологорозвідувальних, особливо геофізичних, робіт дало нові матеріали, що дозволяють уточнити тектоніку розглянутих територій.

У статті наведено дві схеми рельєфу геофізично досить обгрунтованих маркованих поверхонь - юрських відкладень () і кембрійських відкладень (). Природно, що розглядаються схеми, що представляють перші спроби подібного роду для такої великої території, повинні розцінюватися як суто попередні.

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

Сейсморозвідувальні спостереження методом відбитих хвиль проведені партіями Якутській геофізичної експедиції в басейні нижньої течії р. Вилюй і річок Лунхі, Сіітте і Бергу (Тюгене), а також в межиріччі правих приток Олени - Кобичев (Д'янишкі) і Леепіске. На цих територіях реєструється велика кількість відображень по розрізу (до 15-18 горизонтів), що дозволяє вивчати його в інтервалі глибин від 400-800 до 3000-4500 м. На більшій частині досліджених площ безперервно простежуються опорні відображають горизонти відсутні. Тому все побудови виконані за умовними сейсмічних горизонтів, за якими можливо вивчати залягання порід мезозойського комплексу, виробляючи орієнтовну стратиграфическую прив'язку цих горизонтів за розрізами глибоких свердловин.

Хоча найбільший практичний інтерес представляє вивчення структурних форм в нижнеюрских товщі, з якою пов'язано промислове скупчення природного газу на Усть-Вилюйской (Таас-Тумусской) площі, проте в зв'язку з великою глибиною залягання цих відкладень найбільш надійним виявилося побудова схеми поверхні верхнеюрских порід (підошви крейди ), що залягають згідно з нижнеюрских (див. рис. 1).

За результатами геофізичних робіт намічається ряд структурних відкладень, з яких найцікавіша зона піднесеного залягання юрських порід, намічається проти Кітчанского виступу мезозойського підстави Пріверхоянський прогину і названа нами Вилюйского валообразних підняттям. Ось підняття простягається в південно-західному напрямку від району гирла р. Вилюй до оз. Неджелі і, можливо, далі на захід. Протяжність Вилюйского валообразних підняття імовірно складає 150-180 км, ширина його перевищує 30-35 км, а амплітуда досягає 800-1000 м. Підняття це має асиметричну будову, причому його південно-східне крило крутіше (до 8 °), ніж північно-західне , де кути падіння пластів в мезозойської товщі рідко перевищують 2-4 °. Така ж особливість помічена в будові Таас-Тумусской антиклинали, велика вісь якої круто занурюється на південний схід і полого - на північний захід. Можливо, що вісь Вилюйского підняття відчуває загальний підйом в південно-західному напрямку і її ундуляції утворена серія локальних структур південно-східного простягання: Нижньо-Вилюйская, Бадаранская і Неджелінская, причому Нижньо-Вилюйская структура розташовується в безпосередній близькості до Усть-Вилюйского (Таас- Тумусскому) родовищу природного газу.

Характер взаємного розташування планованого Вилюйского валообразних підняття і Кітчанского виступу дозволяє припускати генетичний зв'язок цих структур. Можливо, що тут ми маємо поперечні структури, які, як це було встановлено Н.С. Шатським, пов'язані з входящім кутом складчастої області в зоні зчленування Пріверхоянський прогину з Вилюйской синеклізою.

На північний захід від Вилюйского валообразних підняття розташовується верхнемелового Лінденская западина, виділена вперше В.А. Вахрамєєва і Ю.М. Пущаровскій. Центральна найбільш занурена частина западини приурочена до гирла р. Кобичев (Д'янишкі). Тут за даними сейсморозвідки потужність крейдяних відкладень перевищує 2300 м, а потужність всього мезозойського комплексу оцінюється приблизно в 4-4,5 км.

На південний схід від Вилюйского валообразних підняття розташовується ще більш глибока депресія - Лунхінская западина, яка в порівнянні з Лінденской западиною характеризується більш складною будовою. Ось западини простягається в захід-північно-західному напрямку від сел. Батамай до сел. Сангар і далі на захід. На південно-західному борту западини сейсморазведкой виявлені дві антиклінальні складки - Бергеінская і Олойская, а на північно-східному борту геологічною зйомкою та бурінням закартировано Сангарский і Ексеняхская антиклинали. Лунхінская западина в меридіональному розрізі має асиметричну будову - її північно-східних борт значно крутіше південно-західного. Західна перікліналь розглянутої западини ускладнена невеликим підняттям, що дозволяє виділити синклинальную складку великих розмірів, названу Баппагайской. Південний борт Лунхінской западини поступово переходить в північний схил Алданского щита. Будова цієї перехідної області вивчено дуже слабо. Поки в її межах сейсморазведкой встановлені окремі ускладнення типу структурних виступів, розташовані в межиріччі Сіітте і Тюгене. Лунхінская западина в цілому являє собою західне периклінальних закінчення Келінському западини Пріверхоянський передового прогину (див. Рис. 1).

Закінчуючи розгляд схеми рельєфу поверхні юрських відкладень, відзначимо, що до областей порівняно неглибокого залягання нижнеюрских порід слід віднести прибортового частини Вилюйской синеклизи, осьову частину наміченого Вилюйского валообразних підняття і Кітчанскій виступ мезозойського підстави Пріверхоянський передового прогину.

Аналіз геофізичних даних дозволив отримати уявлення і про характер залягання ерозійно-тектонічної поверхні карбонатних відкладень кембрійського, а в зв'язку з цим оцінити і потужності вишележащего піщано-глинистого комплексу. Схема, представлена \u200b\u200bна, складена за даними електророзвідки, сейсморозвідки КМПВ, гравиразведки, а також глибоких свердловин, пробурених в районі сел. Жиганськ і сел. Джебарікі-Хая. На розглянутій території опорний електричний горизонт і основна заломлююча поверхня з граничною швидкістю 5500-6000 м / сек відповідають покрівлі карбонатних відкладень кембрійського, а в тих випадках, коли в розрізі відсутні кембрійські відкладення, як, наприклад, в районі Якутська, що встановлено бурінням. таким горизонтом є поверхню докембрійського фундаменту.

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

Для зручності опису схеми рельєфу поверхні кембрійських відкладень на ній можна виділити дві зони - південно-західну і північно-східну. Умовна межа між цими зонами проходить в північно-північно-західному напрямку через пункти Марха і Верхньо-Вілюйськ.

У південно-західній зоні по поверхні карбонатних відкладень кембрійського намічаються три великі структури, виділені за даними гравіметрії і електророзвідки. До цих структур належать так зване Сунтарського підняття північно-східного простягання і дві западини - Кемпендяйская і Мархинская, розташовані від нього на південний схід і північний захід (Всі ці три структури безсумнівно виражені і в більш глибоких шарах земної кори, як це випливає з результатів гравіметричної і аеромагнітной зйомок.). Амплітуда Сунтарського підняття щодо прилеглих западин досягає 2000 м. Підняття має складне, можливо, блокове будова. В його межах на значних ділянках, ймовірно, кембрійські породи відсутні ( Буріння сунтарской опорної свердловини підтвердило уявлення про будову південно-західній частині Вилюйской синеклизи.). У Кемпендяйской западині виділяється серія локальних структур, в ядрах яких оголюються породи верхнього кембрію.

У північно-східній зоні намічається загальний підйом поверхні кембрію в південному і західному напрямках. Область найбільших глибин залягання порід кембрію понад 6000 м простягається уздовж хребта Верхоянського, утворюючи залівообразние вигини в районі гирла р. Лінді і в середній течії р. Лунхі. Тут, як і на схемі рельєфу покрівлі юри, виділяються дві великі западини - Лінденская і Лунхінская. Обидві западини, як і структури, які спостерігаються в південно-західній частині площі, мають північно-східне простягання. Вони розділені слабо вираженою областю піднесеного залягання кембрійської породи, розташованої між гирлом р. Вилюй і м Вілюйськ. Південний борт Лунхінской западини ускладнений структурним виступом, розташованим на північ від с. Бердигестях.

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

І, нарешті, зіставлення схеми рельєфу поверхні кембрію з положенням великих мезозойських структур призводить до висновку, що в Пріверхоянський передовому прогині і в області зчленування його з Вилюйской синеклізою ці структури мають тривалу історію розвитку і в значній мірі є успадкованими від древнекембрійского тектонічного плану.

Розглянуті схеми дають можливість скласти уявлення про потужність і структурі піщано-глинистого комплексу, що в свою чергу дає підставу намітити певні перспективи нафтогазоносності даної території і виділити в її межах райони для розгортання пошуково-разведочпих робіт.

До числа першочергових об'єктів робіт на газ і нафту, мабуть, необхідно віднести перш за все райони, що примикають до гирла р. Вилюй зі сходу, півночі і південного заходу (Вилюйское валообразних підняття). У цьому районі відкрито велике газове родовище, а також підготовлений ряд локальних підняттів для глибокого буріння. Іншими такими об'єктами повинні з'явитися площі, що охоплюють деякі частини бортів Лунхінской (південний), Ліндінской (північно-східний) і Кемпендяйской (північно-східний) западин, де глибина залягання нижнеюрских порід (Усть-Вілюйський газоносний горизонт) порівняно невелика і, як правило, не перевищує 3000 м, причому сейсморазведкой поки встановлено тільки один структурний ускладнення в межах південного борту Лунхінской западини. Інші площі сейсморазведкой поки не вивчені.

Явний інтерес для розвідки, мабуть, в подальшому представлять також нижнеюрских структури, хоча і залягають на глибинах понад 4000 м, але при сприятливих геологічних умовах в них можна зустріти великі поклади газу, а можливо, і нафти.

Серйозною завданням також є з'ясування перспектив нафтогазоносності крейдових відкладень, які користуються широким розповсюдженням в Вилюйской синеклизе і Пріверхоянський прогині. Невелика глибина залягання цих відкладень дає можливість припускати, що розвідка й освоєння їх будуть найбільш економічними.

ЛІТЕРАТУРА

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

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

3. Миколаївський А.А. Основні риси глибинної будови східній частині Сибірської платформи. Питання геологічної будови і нафтогазоносності Якутській АРСР, сб. статей, Гостоптехіздат, 1958.

4. Миколаївський А.А. Основні підсумки і завдання геофізичної розвідки в центральній частині Якутії. Питання нафтогазоносності Сибіру, \u200b\u200bсб. статей, Гостоптехіздат, 1959.

5. Миколаївський А.А. Плотностная характеристика геологічного розрізу східній частині Сибірської платформи. Прикладна геофізика, вип. 23, 1959.

6. Пущаровскій Ю.М. Про тектонічному будові Пріверхоянський крайового прогину. Вид. АН СРСР, сер. геолог., № 5, 1955.

7. Чумаков Н.І. Тектоніка південно-західній частині Вилюйской западини, ДАН, т. 115, № 3, 1957.

8. Шацький Н.С. Про структурних зв'язках платформи зі складчастими геосинклінальними областями. Изв. АН СРСР, сер. геолог., № 5, 1947.

Якутський геологічне управління

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

1 - оголені юрські і давніші породи; 2 лінії рівних глибин покрівлі юрських порід; 3 - антиклінальні складки, виявлені сейсморазведкой: Неджелінская (1), Бадаранская (2), Нижньо-Вилюйская (3), Таас-Тумусская (4), Олойская (6), Бергеінская (7), Кобическая (10); геологічною зйомкою: Собо-Хаінская (5), Сангарский (8); 4 - Кемпендяйскіе дислокації; 5 - опорні і розвідувальні свердловини, що розкрили покрівлю юрських порід. Западини: А - Лінденская, Б - Баппагайская, Г - Лунхінская, Д - Келенская. Підняття: Е - Кітчанскій виступ мезозойського підстави; В - Вилюйское валообразних підняття.

Рис. 2 . Схема рельєфу поверхні кембрійських відкладень (упор. А.А. Миколаївський),

1 - стратоізогіпси поверхні кембрійських відкладень (відм. В км); 2 - межа виходів кембрійських відкладень; 3 - Синійським відкладення, що увійшли до складу складчастих споруд; 4 - північно-східний кордон Сибірської платформи; 5 - роторні свердловини: 1 - Жиганський, 2 - Бахинайская, 3 - Вилюйская, 4 - Кітчанская, 5 - Усть-Вилюйская, 6 - Сангарский, 7 - Бергеінская, 8 - Намская, 9 - Якутська, 10 - Усть-Травнева, 11 - Амгинской, 12 - Чурапчинського, 13 - Хатангского, 14 - Джібарікі-Хая, 16 - Дельгейская; 6 ділянки, де кембрійські відкладення імовірно відсутні або їх потужність сильно скорочена. Западини: А - Лінденская, Б-Лунхінская, В- Мархинская, Д - Кемпендяйская (кембрійських), Г - Сунтарського підняття.

Спеціальність ВАК РФ25.00.12
Кількість сторінок 336

ВСТУП.

Глава 1. ГЕОЛОГІЧНА БУДОВА І нафтогазоносних ТЕРИТОРІЇ.

1.1. Характеристика розрізу осадового чохла.

1.2. Тектоніка і історія геологічного розвитку.

1.2.1. Лено-Вшюйского осадово-породного басейну (ОПБ).

1.2.2. Східно-Сибірського ОПБ.

1.3. Нафтогазоносність.

1.4. Вивченість території геолого-геофізичними методами і стан з фондом нафтогазоперспективних структур в Вилюйской НТО.

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

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

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

2.2.1. Розломно - блокова тектоніка.

2.2.1.1. Атияхская площа в Кемпеідяйской западині.

2.2.1.2. Хатинг-Юряхская площа в Лунгхінско-Келлінской западині.

2.2.2. Структурні моделі.

2.2.2.1. Средневілюйское і Толонское местороеюденіе.

2.2.2.2 Хапчагайскій мегавала і суміжні території.

2.2.3. Вивчення характеристик зростання Хапчагайского мегавала і контрольованих ним підняттів.

2.2.4. Кластерні моделі родовищ Хапчагайского мегавала

2.2.5. Спектрально-глибинні розгортки.

Глава 3. тектонічних ПРИРОДА Вилюйского синеклізу, СТРУКТУР

ФУНДАМЕНТУ І осадового чохла.

3.1 Рельєф ерозійно-тектонічної поверхні фундаменту.

3.1.1. Геологічна природа гравію-магнітних аномалій і кривих МТЗ при картуванні рельєфу кристалічного фундаменту.

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

3.1.3. Особливості рельєфу, встановлені в процесі досліджень

3.2. Тектонічна природа плікатівних антиклінальних структур Вилюйской синеклизи.

3.2.1. Позитивні структури 1-го порядку (Хапчагайскій і Логлорскій мегавали).

3.2.2. Локальні плікатівние структури.

3.3. Ріфтогенез в геологічній історії Вилюйской синеклизи і Лено-Вилюйского нафтогазоносного басейну.

Глава 4. тектонічної активізації розломних СИСТЕМ У ФОРМУВАННІ осадових-породного БАСЕЙНІВ КРАЙОВИХ ДЕПРЕСІЙ СХОДУ СИБІРСЬКОЇ ПЛАТФОРМИ.

4.1. Проблемні питання взаємозв'язку Разломообразованіе в текто-носфере і еволюції осадово-продних басейнів.

4.2. Вивчення особливостей просторово-азимутальних розподілів систем глибинних розломів.

4.3. Активізації разломной тектоніки і її вплив на співвідношення структурних планів і седиментацію різновікових комплексів відкладень осадово-породних басейнів.

Глава 5. ПРОГНОЗНІ ОЦІНКИ ВІДКРИТТЯ НОВИХ РОДОВИЩ УВ НА

ТЕРИТОРІЇ Вилюйского НГО.

5.1. Відкладення верхнепалеозойско-мезозойського структурного комплексу.

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

5.1.2. Геолого-математичне прогнозування запасів, нових покладів і родовищ УВ на території Хапчагайского мегавала.

5.2. Відкладення рифей-ніжненепалеозойского структурного комплексу

5.3. Оцінка прогнозних результатів на основі виявлених закономірностей розміщення покладів вуглеводнів.

Введення дисертації (частина автореферату) на тему «Структури і нафтогазоносність Вилюйской синеклизи і прилеглої частини Предверхоянского крайового прогину»

Актуальність. Представлена \u200b\u200bдо захисту робота присвячена вивченню території Вилюйской синеклизи і центральній частині Предверхоянского прогину, що входить в систему крайових зон сходу Сибірської платформи. У Вилюйской синеклизе розташована однойменна нафтогазоносна область (Вилюйская НГО), в якій промисловий видобуток газу здійснюється з 1967 р з родовищ, відкритих в 60-х роках в верхнепа-леозойско-мезозойських відкладеннях. Незважаючи на багаторічну історію геологічного і геофізичного вивчення (територія покрита сейсморазведкой MOB, граві- і магнітометричної зйомками, вимірами МТЗ і, частково, аерокосмічними спостереженнями), ряд питань геології цього регіону досліджений поки недостатньо. Нез'ясованими залишаються також перспективи відкриття тут нових родовищ, вельми актуальних для поповнення і розширення сировинної бази.

Створення в Східному Сибіру потужних регіональних нафтогазовидобувних комплексів - найважливіша проблема економіки Росії. Тільки на основі власної енергетичної бази можливо освоєння величезних мінерально-сировинних багатств регіону. Актуальність роботи полягає в тому, що відкриття нових родовищ вуглеводневої сировини в старій нафтогазоносної Вилюйской НГО, видобуток газу в якому становить основу газової промисловості Республіки Саха (Якутія), а фонд підготовлених перспективних структур вичерпаний, вимагає більш поглибленого вивчення геологічної будови і розвитку цього великого регіону на основі аналізу накопичених за 40-річний період геофізичних даних і результатів глибокого буріння з використанням сучасних методів обробки багатовимірної інформації та Геоінформаційних технологій.

Мета і завдання досліджень. Виявлення закономірностей розміщення родовищ вуглеводневої сировини і встановлення природи контролюючих їх геологічних структур на території Вилюйской синеклизи і прилеглої центральної частини Предверхоянского прогину на основі вивчення основних структуроутворюючих і контролюючих факторів (елементів будови нафтогазоносних басейнів досліджуваної території) рельєфу кристалічного фундаменту, розломних структур і рифтових систем.

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

2. Уточнити рельєф кристалічного фундаменту.

3. Виявити генезис Хапчагайского і Маликай-Логлорского мегавалов, контролюючих основні зонинефтегазонакопленія в Вилюйской НГО, а також пов'язану з ним тектонічну природу Вилюйской синеклизи і класифікаційну характеристику нафтогазоносного басейну на території, що вивчається. 4. Встановити закономірності активізації різновікових систем розломів різної просторової орієнтації і їх вплив на формування структурних планів формаційних комплексів різновікових осадово-породних басейнів.

5. Вивчити умови і чинники, що визначають нафтогазоносність різновікових осадово-породних басейнів (ОПБ), отримати нові дані для прогнозу пошуків нових покладів і родовищ УВ на території Вилюйской НГО і виявити геологічні закономірності їх розміщення.

Фактичний матеріал і методи досліджень

Дисертація заснована на матеріалах автора, отриманих в процесі багаторічних геолого-геофізичних досліджень - пошуків і розвідки перших родовищ Хапчагайского мегавала і подальшому вивченні території Західної Якутії методами структурної геофізики. У цих роботах автор брав участь як геофізика (1963-1979 р.р.), а потім в якості головного геофізика тресту "Якутскгеофізіка" (1980-1990 р.р.). У дисертації використані результати науково-дослідних і тематичних робіт, виконаних під керівництвом автора, в рамках республіканської науково-технічної програми "Нафтогазовий комплекс Республіки РС (Я)" за темами: "Геолого-геофізичні моделі газоносних територій на прикладі Хапчагайского мегавала і Західного Верхоянья" (1992-1993 р.р.); "Уточнення структурного плану Хапчагайского мегавала і виявлення структур для постановки глибокого буріння на основі комплексної обробки даних" (1995-1998 р.р.); "Геолого-геофізичні моделі 2-го структурного поверху центральної і східної частин Вилюйской НГО та перспективи їх нефтегазонос-ності" (2000-2001 р.р.). У дисертацію увійшли також результати договірних науково-дослідних робіт (під керівництвом автора) з Держкомітетом з геологічного вивчення та надрокористування PC (Я), АТ "Якутскгео-фізика" і компанією "Саханефтегаз" за темами: "Впровадження комп'ютерних технологій для вирішення завдань прогнозу перспектив нефтега -зоносності Вилюйской НГО "(1995-1997 р.р.); "Прогнозна оцінка потенційно газоносних територій Вилюйской НГО на основі передових методик і технологій" (1999

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

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

захищені становища

1. У рельєфі кристалічного фундаменту Вилюйской синеклизи відокремлений протяжний Игиаттінско-Лінденскій мегапрогіб, роз'єднувальний Алданский і Анабарський мегаблоки Сибірської платформи і Лунгхінско-Келінському западина, які обумовлюють значні глибини залягання фундаменту (15-20 км) у її центральній частині.

2 Формування Хапчагайского і Маликай-Логлорского мегавалов, які контролюють основні зонинефтегазонакопленія в Вилюйской НГО, пов'язане з інверсією Вилюйского палеоріфта (среднепалеозойской регенерації) в / ніжт (меловук\u003e епоху. Ві-люйская синеклиза має авлакогеном природу і є структурою | & ерхнемелового віку.

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

4. Закономірності розміщення родовищ УВ і перспективи відкриття нових родовищ в Вилюйской НГО визначаються просторово тимчасовим стосунками сприятливих зон генерації і акумуляції вуглеводнів з континентальними рифтових зонами (авлакогенамі); додаткові перспективи цієї території зв'язуються з горстовимі структурами, зумовленими контрастною розломно-блокової тектоникой в \u200b\u200bрифейских-среднепалеозойскіх відкладеннях.

Наукова новизна досліджень. Вперше для всієї території Вилюйской синеклизи і центральній частині Предверхоянского прогину проведено комплексний аналіз геолого-геофізичних матеріалів з використанням сучасних методів обробки багатовимірної інформації та Геоінформаційних технологій. Наукова новизна результатів полягає в наступному:

Отримано принципово нові дані про рельєф кристалічного фундаменту -характер і глибині залягання його окремих блоків і структур, що вносять істотні корективи в існуючі уявлення про тектонічної природі і геологічну будову досліджуваної території;

Виявлено особливості формування Хапчагайского і Маликай-Логлорского ме-Гавалов, а також Вилюйской синеклизи в цілому, пов'язані з інверсією в палеоріфтових зонах (авлакогеном); встановлено, що стадії розвитку Вилюйского нафтогазоносного басейну генетично і синхронно за часом пов'язані зі стадіями активізації Вилюйского палеоріфта среднепалеозойской регенерації

Встановлено характер активізації глибинної разломной тектоніки і її вплив на співвідношення структурних планів різновікових структурно-формаційних комплексів нафтогазоносних басейнів, який пов'язує тектонічну активізацію і процеси накопичення опадів в єдиний процес еволюції осадово-породних басейнів, пояснює стадийность їх розвитку, і має відношення до онтогенезу вуглеводнів;

Показана для Лено-Вилюйского осадово-породного басейну взаємозв'язок просторового положення сприятливих зон акумуляції УВ з континентальними Ріфт-вимі зонами (авлакогенамі), розсікає платформний борт басейну, а для залягає під ним рифей-ніжнепалео-зойского басейну - можливість існування контрастною розломно-блокової тектоніки ; деякі з обумовлених нею горстових структур можуть виявитися доступними для буріння у внутрішніх районах Вилюйской НГО, що істотно збільшує перспективи цього структурного комплексу, нефтега-зоносность якого доведена на суміжних територіях.

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

Практичне значення роботи:

Здійснено на територію Вилюйской НГО структурні регіональні побудови за кількома геологічним реперам, що залягає поблизу продуктивних горизонтів, які представляють основу для поточного і довгострокового планування геологорозвідувальних робіт на нафту і газ;

Побудована прогнозна карта розташування областей і ділянок, перспективних для виявлення газоконденсатних покладів і родовищ в верхнепалеозойско-мезозойських відкладеннях Вилюйской НГО;

Уточнено прогнозні запаси газу родовищ Хапчагайского мегавала, встановлена \u200b\u200bвисока ймовірність існування тут не виявленого родовища з прогнозними запасами газу близько 75-90 млрд. М і локалізовано його ймовірне місцезнаходження поблизу осноаного розробляється Средневілюйского родовища;

Виділено на террітоіі Вилюйской синеклизи в рифей - ніжнепалеозойських відкладеннях нові потенційно перспективні типи пошукових об'єктів - горстові структури і обґрунтовано рекомендації першочергові-ного вивчення Хатинг - Юряхско-го і Атияхского горстових підняттів, в зв'язку з високими перспективами відкриття в них великих родовищ;

Вироблені методичні прийоми виділення малоамплітудної тектоніки на основі аналізу структурних карт, побудованих за даними буріння;

Розроблено методику спектрально-глибинних розгорток каротажних кривих (ПС і АК), призначена для вивчення циклічності накопичення опадів і кореляції розрізів глибоких свердловин.

Апробація роботи. Основні положення і окремі розділи дисертаційної роботи обговорювалися і представлялися на: науково-практичній конференції "Проблеми методики пошуку, розвідки та освоєння нафтових і газових родовищ Якутії" (Якутськ, 1983), всесоюзній нараді "Сейсмостратіграфіческіе дослідження при пошуках нафти і газу" (Чимкент, 1986), ювілейній конференції, присвяченій 40-річчю інституту геологічних наук СО РАН (Якутськ, 1997), регіональній конференції геологів Сибіру і Далекого Сходу Росії (Томськ, вересень, 2000), Всеросійської ювілейної конференції геологів (Санкт-Петербург, жовтень, 2000) , Всеросійському XXXIV-м тектонічних Нараді (Москва, січень, 2001), V-й міжнародній конференції "Нові ідеї в науках про землю" (Москва, квітень, 2001), V-й міжнародній конференції "Нові ідеї в геології і геохімії нафти і газу "(Москва, травень-червень, 2001), об'єднаному вченій раді АН PC (Я) з науки про землю (1996, 1998, 1999), НТР Державної нафтогазової компанії Саханефтегаз (1994, 2001), Н ТС Мінпрому PC (Я) (1996), НТС Державного комітету з геології і надрокористування (2001), наукових конференціях геологорозвідувального факультету університету (1986, 1988, 2000), розширеному засіданні кафедри геофізики ГРФ ЯГУ (2001).

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

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

Схожі дисертаційні роботи за фахом «Геологія, пошуки та розвідка горючих копалин», 25.00.12 шифр ВАК

Геологічна будова, особливості розміщення і перспективи відкриття скупчень нафти і газу в Дагомейско-нігерійської синеклизе 1998 рік, кандидат геолого-мінералогічних наук Кочофа, Анісет Габріель
Континентальний ріфтогенез Півночі Східно-Європейської платформи в неоген: геологія, історія розвитку, порівняльний аналіз 2013 рік, доктор геолого-мінералогічних наук Балуєв, Олександр Сергійович
Геологічна будова і перспективи нафтогазоносності осадового чохла Ніжнеконголезской западини: Республіка Ангола 1999 рік, кандидат геолого-мінералогічних наук Байона Жозе Мавунгу
Тектоніка і природні резервуари глубокопогруженние відкладень мезозою і палеозою Центрального і Східного Кавказу і Передкавказзя в зв'язку з перспективами нафтогазоносності 2006 рік, доктор геолого-мінералогічних наук Вобліков, Борис Георгійович
Історія формування газоносних товщ східної частини Вилюйской синеклизи і прилеглих районів Пріверхоянський прогину 2001 рік, кандидат геолого-мінералогічних наук Руковіч, Олександр Володимирович

висновок дисертації по темі «Геологія, пошуки та розвідка горючих копалин», Берзин, Анатолій Георгійович

Результати дослідження збільшень AFt за допомогою критерію Родіонова F (r02) і оцінки обсягу природного сукупності N

AF; V (r02) Результати досліджень

0,007 0,008 ~ Л AFn \u003d 0,0135, N \u003d 70; Н0 при N \u003d 70, «\u003d 16 відкидається,

0,034 0,040 AFn \u003d 0,041, N \u003d 23; Але приймається, тому що % В (при N \u003d 23;

0,049 0,050 4,76 «\u003d 16) \u003d 2.31<^=3,84

0,058 0,059 11,9 Кордон помилкова, тому що V (MS, Ms + l) \u003d 3,8< %т = 3,84

В результаті дослідження функції розподілу запасів Fn (Qm) (таблиці 5.1.5 і 5.1.6) отримана оцінка обсягу природного сукупності за формулою: \u003d (3)

AF випливає зі співвідношення (1). л 1-0,041 jV \u003d - ^ ^ л \u003d 23 покладів газу. 0,041

З метою взаємного контролю використовуються ще дві формули оцінки обсягу дод рідної сукупності N. У першому з них оцінка N обчислюється за формулою:

N \u003d М (/) 0 + 1) -1, (4) знайденої з виразу математичного очікування

М (/) \u003d п +1 є першим початковим моментом функції розподілу ймовірностей:

Cn, (5) де I цілочисельні значення відповідні приращениям AF, (1 \u003d 1) 2 AF (I \u003d 2), (N-n + l) AF (I \u003d N-n + l).

У другому випадку обсяг природного сукупності оцінюється за формулою

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

Використання формул (4) і (6) призвело до наступних результатів: N \u003d 22, N \u003d 25 Дослідження за допомогою розподілу (5) і критерію Пірсона [Дж. С. Девіс,

1 \u003d 1 М (И7) де / - може приймати значення 1, 2,., N - п +1; rij - фактичне число членів підмножин Mt, встановлені на підставі вивчення послідовності AFi із застосуванням критеріїв Родіонова розподілу (5); М (Пj) -математичне очікування числа членів Mt, обчислене за формулою M (rij) \u003d P (I) "п, де п обсяг вибірки, а ймовірність Р (1) обчислюється за формулою (5) показали:

N \u003d 22 «\u003d 16 N \u003d 23« \u003d 16

I Р (1) n Р (1) [Л /

1 0,727 11,6 11 0,031

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

I P (I) n-P (I) «, ^

1 0,696 11,14 11 0,002

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

N \u003d 25 П \u003d 16 пекло. /\u003e (/) N,

1 0,64 10,24 11 0,056

2 0,24 3,84 4 0,006

У всіх трьох розглянутих варіантах отримані значення хв менше табличного 3,84, при рівні значущості 0,05 і однієї ступені свободи. Це означає, всі вони не суперечать нульовій гіпотезі

H0: P (I; n, N) \u003d P (I-n, N), (8) при альтернативі

Hx \\ P (I \\ n, N) * P (I \\ n, N) (9) і можуть бути прийняті. Найменшими, але однаковими значеннями% в \u003d 0,062 характеризуються оцінки N \u003d 23 і N \u003d 25. Однак N- 25 відзначається найбільша близькість між розвіданими запасами і обчисленими по знайденому рівнянню, про що свідчить значення коефіцієнта кореляції г \u003d 0,9969 (для N-22 - г - 0,9952; N \u003d 23 - г \u003d л

0,9965). При N \u003d 25, в числі прогнозованих є чотири значення запасів ближчі до виключеним з вибірки, в порівнянні з результатами прогнозу за двома дру

Л. А гим оцінками (N \u003d 22 і N \u003d 23). На підставі викладеного за оцінку обсягу природного сукупності N прийнято N \u003d 25.

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

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

По знайденому рівнянню (10) оцінюються всі значення Q \\, Q2i ----\u003e Qft Прогнозні запаси в невиявлених покладах нафти або газу визначаються шляхом ісклюА чення з отриманих N значень запасів розвіданих покладів.

У таблиці 5.1.7 наводяться результати оцінки прогнозних і потенційних запасів Хапчагайской природного сукупності.

При обчисленні величин запасів використовувалося рівняння \u003d 0.7083 ^ + 3,6854, (11)

Коефіцієнт кореляції: r \u003d 0,9969.

ВИСНОВОК

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

Проведений вперше на території Вилюйской синеклизи і прилеглої частини Предверхоянского прогину комплексний аналіз геолого-геофізичних матеріалів з використанням зазначеного вище методичного підходу дозволив уточнити існуючі та обґрунтувати нові уявлення про геологічну будову, геологічному розвитку і нефтегазонос-ності великого регіону

1. У рельєфі кристалічного фундаменту Вилюйской синеклизи відокремлений протяжний Игиаттінско-Лінденскій мегапрогіб, роз'єднувальний Алданский і Анабарський ме-габлокі Сибірської платформи і Лунгхінско-Келінському западина, які мають подібну тектонічну природу і глибини залягання фундаменту до 20 км.

З геофізичних матеріалів отримані нові дані про рельєф кристалічного фундаменту, характер і глибину залягання його окремих блоків і структур. Принципово новим і важливим структурним елементом, які виділяються за даними побудов, є лінійно витягнутий в північно-східному напрямку великий і протяжний Игиаттінско-Лінденскій мегапрогіб з аномальною глибиною залягання (більше 20 км), в якому Лінденская западина об'єднується по фундаменту з Игиаттінской. Раніше глибини залягання тут оцінювалися не більше ніж в 12- 14 км. Планові положення мегапрогіба і однойменних депресій верхнепалеозойско-мезозойських відкладень зміщені, а їх регіональні простягання істотно розрізняються.

2. Тектонічна природа Хапчагайского і Маликай-Логлорского мегавалов, які контролюють основні зонинефтегазонакопленія в Вилюйской НГО, пов'язана з інверсією Вилюйского среднепалеозойской-мезозойського палеоріфта. Вилюйская синеклиза є структурою позднемелового віку.

Показано, що утворення Хапчагайского і Маликай-Логлорского мегавалов, особливості тектонічної будови яких ідентифікують положення Игиаттінско-Лінденского мегапрогіба і Лунгхінско-Келінському западини як положення копалин рифтових зон (авлакогенов), обумовлено проявом завершальній стадії розвитку регенерованої Вилюйской палеоріфтовой системи - її інверсією. Час інверсії в основному - АПТ дає підставу вважати Вилюйского синеклизу структурою позднемелового віку, а попередні цього часу епохи її розвитку розглядати як стадію просідання палеоріфтовой системи. Тектонічна активність Вилюйского палеоріфта тісно пов'язана з розвитком Верхоянської складчастої області і має з нею спільний (одночасний або з невеликим зсувом у часі) пов'язаний кінематичний характер і режим тектонічних рухів.

Передбачається, що Лено-Вілюйський нафтогазоносний басейн за сучасною класифікацією Б.А. Соколова слід відносити до басейнів переносних околичного підтипу класу накладених синеклиз і западин.

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

Виконаними дослідженнями вперше встановлено існування взаємопов'язаних процесів активізації глибинних розломів і переорієнтації структурних планів структурно-формаційних комплексів різновікових осадово-породних басейнів, що погоджує тектонічну активізацію і седиментацію в єдиний процес еволюції ОПБ. Зроблено висновки про домінуючий вплив конседіментаціонно-активних (бас-сейнообразующіх) розломів на процеси седиментації і стадійність розвитку осадово-породних басейнів і онтогенез УВ. Передбачається, що активізація може бути обумовлена \u200b\u200bмеханізмом планетарного характеру, так і процесами, що відбувалися в протерозої-фанерозое в зонах зчленування Сибірського континенту з іншими континентальними блоками.

4. Закономірності розміщення і перспективи відкриття нових родовищ в Вилюйской НГО визначаються просторовим стосунками сприятливих зон генерації і акумуляції вуглеводнів з континентальними рифтових зонами (авлакогенамі); додаткові перспективи цієї території зв'язуються з горстовимі структурами, зумовленими контрастною розломно-блокової тектоникой в \u200b\u200bрифейских-среднепалеозойскіх відкладеннях

Показано, що тектонофізичних обстановка в постюрское час в межах Вилюйской НГО Лено-Вилюйского ОПБ характеризувалася зближення зон генерацій УВ в ній з зонами підстилаючого басейнового комплексу і накладенням їх в межах глибоких Игиаттінско-Лінденской і Лунгхінско-Келінському депресій (авлакогенов). У контурах накладення зон були створені сприятливі умови формування покладів на поднятиях Хапчагайского і Маликай-Логлорского мегавалов та інших структурах за рахунок переважної вертикальної міграції, в тому числі з відкладень рифейских-нижнепалеозойского ОПБ. Перспективи відкриття тут нових родовищ підтверджуються побудовою прогнозних карт на основі аналізу багатовимірної інформації з використанням геоінформаційних систем і геолого-математичного прогнозування.

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

Практичне значення дисертаційної роботи визначається результатами проведених досліджень, що мають практичне застосування. Побудована прогнозна карта розташування областей і ділянок, перспективних для виявлення газоконденсатних покладів і родовищ в верхнепалеозойско-мезозойських відкладеннях Вилюйской НГО. Уточнено прогнозні запаси газу родовищ Хапчагайского мегавала, встановлена \u200b\u200bвисока ймовірність існування тут ще не виявленого родовища з прогнозними запасами газу близько 75-90 млрд. М і локалізовано його ймовірне місцезнаходження поблизу розробляється Средневілюйского родовища. Обґрунтовано рекомендації першочергового вивчення Хатинг - Юряхского і Атияхского горстових підняттів в рифей - ніжнепалеозойських відкладеннях, в зв'язку з високими перспективами відкриття в них великих родовищ. Здійснено регіональні структурні побудови по декільком геологічним реперам, що залягає поблизу продуктивних горизонтів, які представляють основу для поточного і довгострокового планування пошукових і розвідувальних робіт на нафту і газ. Розроблено методичні прийоми виділення малоамплітудної тектоніки на основі аналізу структурних карт, побудованих за даними буріння, і методика спектрально-глибинних розгорток даних геофізичних досліджень в свердловинах, призначена для вивчення циклічності накопичення опадів і кореляції розрізів глибоких свердловин.

Ці результати рассмотриваются на НТС Міністерства промисловості PC (Я), Держкомгеології PC (Я), компанії "Саханефтегаз" і тресту "Якутскгеофізікі" і рекомендовані до впровадження

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

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

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

3. Алексєєв Ф.Н., Берзин А.Г., Ростовцев В.М. Прогнозна оцінка перспектив на відкриття покладів газу в Хапчагайской природного сукупності // Вісник РАПН, вип. 3, Кемерово: Вид-во Західно-Сибірського відділення, 2000. -С. 25-36.

4. Алексєєв Ф.Н., Ростовцев В.М., Паровінчак Ю.М. Нові можливості підвищення ефективності геологорозвідувальних робіт на нафту і газ. Томськ: Изд-во Томського унта, 1997. 88 с.

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

6. Артюшков Є.В. Фізична тектоніка. М., Наука, 1993. С. -453.

7. Астаф'єв Д.А. Природа і головні елементи будови осадових басейнів землі. // Тези доповідей V-й міжнародній конференції "Нові ідеї в науках про землю" .- М .:, 2001.. -З. 3.

8. Бабаян Г.Д. Тектоніка і нафтогазоносність Вилюйской синеклизи і прилеглих районів з геофізичних і геологічних матеріалів. - Новосибірськ: Наука, 1973. 144 с.

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

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

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

12. Бабаян Г.Д., Мокшанцев К.Б., Уаров В.Ф. Земна кора східній частині Сибірської платформи. Новосибірськ, Наука, 1978.

13. Бабаян Г.Д. Тектоніка і нафтогазоносність Вилюйской синеклизи і прилеглих районів з геофізичних і геологічних матеріалів. Новосибірськ: Наука, 1973. -С. 144 с.

14. Баженова ОК Бурлин ЮК Соколов БА Хаїн BE Геологія і геохімія нафти і газу. -М .: МГУ, 2000.- С. 3-380.

15. Бакин В.Є., Микуленка К.І., Ситников B.C. та ін. Типізація нафтогазоносних басейнів Північного Сходу СРСР // Осадові басейни і неф-тегазоносной. Доп. сов. геологів на 28-й сесії Міжнар. геол. конгресу. Вашингтон, июль 1989. М., 1989.-С. 54-61.

16. Бакин В.Є. Закономірності розміщення покладів газу в мезозойських і пермських відкладеннях Вилюйской синеклизи: Автореф. дисертації, канд. геол.-мінерал, наук. -Новосибірськ: 1979. С. 3-20.

17. Бакин В.Є., Матвєєв В.Д., Микуленка К.І. і ін. Про методику регіонального вивчення і оцінки перспектив нафтогазоносності крайових зон Сибірської платформи В кн .: Литология і геохімія осадових товщ Західної Якутії. Новосибірськ: Наука, 1975, -С. 26-45.

18. Березкін В.М. Застосування гравиразведки для пошуків родовищ нафти і газу. -М .: Недра, 1973.

19. Берзін А.Г. Деякі аспекти використання принципів Сейсмостратіграфія при розвідці на нафту і газ в Якутії // Сейсмостратіграфіческіе дослідження при пошуках родовищ нафти і газу, - Алма-Ата: Наука, 1988.- С. 196-203.

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

21. Берзін А.Г, Зубаиров Ф.Б., Мурза А.І. та ін. Вивчення седиментаційною циклічності за матеріалами акустичного каротажу свердловин // Стратиграфія і тектоніка корисних копалин Якутіі.- Якутськ: ЯГУ, 1992. С.89-95.

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

23. Берзін А.Г., Зубаиров Ф.Б. Встановлення циклічності накопичення опадів за даними ГІС // Геофізичні дослідження при вивченні геологічної будови нафтогазоносності областей Сибіру Новосибірськ: СНІІГГіМС, 1992. -С.89-95.

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

25. Берзін А.Г., Шарова А. М. та ін. До питання про разломной тектоніку на Атияхской площі. // Геофізичні дослідження в Якутії, - Якутськ: ЯГУ, 1995.- С. 140-149.

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

27. Берзін А.Г., Берзин С.А. та ін. До питання виділення Атияхской структури в Кемпендяйской западині по геофізичним даним // Питання геології і гірничої справи Якутіі.-Якутськ: ЯГУ, 1997, -С.47-51.

28. Берзін А.Г., Шарова A.M., Берзин С.А. та ін. До питання обгрунтування закладення глибокої свердловини на Атияхской структурі в Кемпендяйской западині //

29. Геологічна будова і корисні копалини республіки Саха (Я) // Матеріали конференції. Якутськ: Янц СО РАН, 1997. - С. 3-4.

30. Берзін А.Г., Бубнов А.В., Берзин С.А. До проблеми відновлення пошукових робіт в Вилюйской НГО // Наука і освіта. Якутськ: Янц СО РАН, 1998. - С. 50-55.

31. Берзін А.Г., Шарова A.M. Перспективи нафтогазопошукових робіт на площі Хатинг-Юряхской гравітаційної аномалії // Геологічна будова і корисні копалини республіки Саха (Я). Якутськ: ЯГУ, 1999.- С.

32. Берзін А.Г., Бубнов А.В, Алексєєв Ф.Н. Перспективи відкриття нових газокон-денсатних родовищ в Вилюйской НГО Якутії // Геологія нафти і газу. 2000. -№ 5. - С. 6-11.

33. Берзін А.Г., Ситников B.C., Бубнов А.В. Геолого-геофізичні аспекти глибинної будови Вилюйской синеклизи // Геофізіка.- 2000. № 5. - С. 49-54.

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

35. Берзін А.Г. Тектонічна природа Хапчагайского і Маликай-Логлорского мегавалов Вилюйской синеклизи Якутії // Матеріали регіональної конференції геологів Сибіру і Далекого Востока.- Томськ: 2000.- т.1.- С.93-95.

36. A3. Берзін А.Г. Нові дані про будову і газоносності Вилюйского геологічного регіону Якутії // Матеріали всеросійського з'їзду геологів і науково-практичної геологічній конференції. Санкт-Петербург: 2000. -С. 126.

37. Берзін А.Г. Розломна тектоніка Вилюйской синеклизи і нафтогазоносність // Наука і освіта. Якутськ: Янц СО РАН, 2001. - № 4. - С. 28-32.

38. Берзін А.Г. Розломна тектоніка Вилюйской синеклизи в зв'язку з нафто-газоносністю // Тектоніка неогея загальні і регіональні питання // Матеріали XXXIV-ro тектонічного наради. - М .: Геос, 2001.-С. 47-50.

39. Берзін А. Г. Нові дані про будову і газоносності Вилюйского геологічного регіону Якутії // Вісник Держкомгеології, - Якутськ: Янц СО РАН, 2001. №1.- С. 7-9.

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

41. Берзін А.Г. Еволюція нафтогазоносних басейнів і разломной тектоніки на сході Сибірської платформи // Нові ідеї в геології і геохімії нафти і газу // Матеріали V-й міжнародній конференції.- М .: МГУ, 2001., т. 1 С. 53-55.

42. Берк К. Еволюція континентальних рифтових систем в світі тектоніки плит. ВКН .: Континентальні ріфти.-М .: Світ, 1981, с. 183-187.

43. Бердичівський М.Н., Яковлєв І.О. Нові методи телуричних струмів // Розвідка і охорона надр, - 1963.- № 3.- Стор. 32-37.

44. Бобров А.К., Соломон А.З., Гудков А.А., Лопатин С.С. Нові дані про геологію і нафтогазоносності Ботуобинской сідловини // Нові дані про геологію і нафтогазоносності Якутській АРСР. -Якутск, 1974. Стор. 22-40.

45. Брод І.О. Основи вчення про нафтогазоносних бассейнах.- М .: Недра. Тисячу дев'ятсот шістьдесят-чотири.

46. \u200b\u200bБулина Л.В., Спіжарскій Т.Н. Гетерогенність фундаменту Сибірської платформи.

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

48. Булгакова М.Д., Колодезников І.І. Среднепалеозойской ріфтогенез на Північно

49. Сході СРСР; осадконакопление і вулканізм. -М .; Наука, 1990.-256с.

50. Вассоевич Н.Б., Геодекян А.А., Зорькін Л.М. Нафтогазоносні осадові басейни // Горючі копалини: Проблеми геології і геохімії Нефтіди. М .: Наука, 1972. - С. 14-24.

51. Вассоевич Н.Б. Про поняття і терміну "осадові басейни" // Бюл. Моск. о-ваіспит. природи. Від. геол. 1979. - Т.54, вип. 4. - С. 114-118.

52. Вассоевич Н.Б., Архипов А.Я., Бурлин Ю.К. та ін. Нафтогазоносний басейн основний елемент нефтегеологіческого районування великих територій // Вести. МГУ. Сер. 4. Геологія. 1970. - №5. - С. 13-24.

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

54. Вейнберг М.К, Солощак М.М. Ефективність застосування прямих пошуків залежейнефті і газу в Західній Якутії // Геологічні і економічні аспекти освоєння нафтогазових ресурсів Якутії. Якутськ: ЯФ СВ АН СРСР, 1988. - С. 17-25.

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

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

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

58. Вихерт А.В. Механізм утворення складчастості і її морфологія // Тектоніка Сибіру, \u200b\u200bтому X.I.-Новосибірськ: Наука, Сибірське відділення, 1983.С.46-50.

59. Гаврилов В.П. Загальна і регіональна геотектоніка. М .: Недра, 1986, - С.-184.

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

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

62. Гайдук В.В. Вилюйская среднепалеозойской рифтовая система. -Якутск: ЯФ СВ АН СРСР, 1988. 128 с.

63. Геоінформаційна система ПАРК (керівництво користувача). Часть5. Аналіз і інтерпретація даних, - М .: Ланек, 1999. -81 с.

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

65. Геологічні тіла (справочнік- М .: Недра, 1986.

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

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

68. Геологія нафти і газу Сибірської платформи / Ред. А.Е. Конторович, B.C. Сурков, А.А. Трофимук М .: Недра, 1981, - 552 с.

69. Гзовский М.В. Основи тектонофізікі.- М .: Наука, 1975.

70. Глибинне будова і тектоніка фундаменту Сибірської платформи / Е.Е. Фотіаді, М.П. Гришин, В.І. Лотиша, B.C. Сурков. В кн .: Тектоніка Сибіру Новосибірськ: Наука, 1980, - т. VIII.- С. 31-36.

71. Гольдшмит В.І. Регіональні геофізичні дослідження і методика їх кількісного аналіза.- М .: Недра, 1979.

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

73. Горнштейн Д.К., Мокшанцев К.Б., Петров А.Ф. Розломи східній частині Сибірської платформи // розломна тектоніка території Якутській АРСР. Якутськ: ЯФ СВ АН СРСР, 1976. - З 10-63.

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

75. Гришин М.П., \u200b\u200bП'ятницький В.К., Ремпель Г.Г. Тектонічне районування і рельєф фундаменту Сибірської платформи за геологічними і геофізичними даними // Тектоніка Сибіру. М .: Наука, 1970 - Т. 3, - С.47-54.

76. Гудков А.А. Тектоніка осадового чохла Вилюйской синеклизи і прилеглих районів Предверхоянского прогину. - В кн .: Тектоніка, стратиграфія і літологія осадових формацій Якутії. Якутськ: Кн. вид-во, 1968.- С. 32-41.

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

78. Подільність земної кори і палеонапряженія в сейсмоактивних і нафтогазоносних регіонах Землі / Т.П. Бєлоусов, С.Ф. Куртасов, Ш.А. Мухамедіев.- М .: РАН, ОІНФЗ ім. Шмідта, 1997..

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

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

81. Доліцкій А.В. Освіта і перебудова тектонічних структур М .: Недра, 1985.-216 с.

82. Дорман М.І., Дорман Б.Л. Будова поперечного Вилюйского мезозойського басейну. В кн .: Геологічні результати геофізичних досліджень в

83. Якутській АРСР. Іркутськ: Кн. вид-во, 1972. С. 28 - 40.

84. Дорман М.І., Дорман Б.Л., Матвєєв В.Д., Ситников B.C. Нові дані про геологічну будову і перспективи нафтогазоносності Вилюйской синеклизи. -У кн .: Пошуки і розвідка нафтових і газових родовищ в Якутській АРСР. -Якутск: 1976, - С. 88-102.

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

86. Забалуев В.В. і ін. Про тектонічному будові Вилюйской синеклизи. Л .: Тр. ВНИГРИ, 1966.-Вип. 249.

87. Забалуев В.В. Геологія і нафтогазоносність осадових басейнів Східного Сибіру. Л .: Недра, 1980. - 200 с.

88. Історія нефтегазообразования і нефтегазонакопления на сході Сибірської платформи // Соколов Б.А., Сафронов А.Ф., Трофимук А.А. і ін. М .: Наука, 1986.164 с.

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

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

91. Клем Д.Х. Геотермические градієнти, теплові потоки і нафтогазоносність. - В кн.: Нафтогазоносність і глобальна тектоніка / Пер, з англ. під ред. С.П. Максимова. М .: Недра, 1978. С. 176 - 208.

92. Клушин С.В. Вивчення седиментаційною циклічності по динамічним параметрам ОВ // Прикладні питання седиментаційною циклічності і нафтогазоносності. / Под ред. академіка А.А. Трофимука. Новосибірськ: Наука, 1987.

93. Кнорінг JI.Д. Математичні методи при вивченні механізму утворення тектонічної трещіноватості.- Л .: Недра, 1969.-88 с.

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

95. Комплексирование методів розвідувальної геофізики (довідник геофізика) / Під. ред. В.В. Бродові, А.А. Нікітіна, - М .: Недра, 1984. -384 с.

96. Конторович А.Е. Історичний прогноз при кількісній оцінці перспектив нафтогазоносності // Основні проблеми геології і геофізики Сибіру. -Новосибірськ: 1977. С. 46-57. (Тр СНІІ1 ГИМС, вип. 250).

97. Конторович А.Е., Меленевский М.С., Трофимук А.А. Принципи класифікації седиментаційних басейнів (у зв'язку з їх нефтегазоносностью) // Геол. і геофиз., 1979. -№2.-С. 3-12.

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

99. Типи материкових околиць і зон переходу від континентів до океану // Изв. АН СРСР. Сер. Геол.-1979.- N3.- С.5-18.110. Конюхов АІ

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

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

102. Кунин Н.Я. Комплексирование геофізичних методів при геологічних дослідженнях. М .: Недра, 1972. - с.270.

103. Левашов К.К. Среднепалеозойской рифтовая система сходу Сибірської платформи // Радянська геологія. 1975. - № 10. - С. 49 -58.

104. Логачов А.А., Захаров В.П. Магниторазведка. -Л .: Недра, 1979. -351 с.

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

106. магнітотелуричних зондування горизонтально неоднорідних середовищ / М.Н. Бердичівський, В.І. Дмитрієв, І.А. Яковлєв та ін. Изв. АН СРСР. Сер. Фізика Землі. - 1973.- № 1.-С. 80-91.

107. Марченко В.В., Межеловскій Н.В. Комп'ютерний прогноз месторожденійполезних копалин. М .: НедраД 990.-374 с.

108. Масайтіс В.П., Михайлов М.В., Селіванова Т.Л. Вулканізм і тектоніка Патомского-Вилюйского среднепалеозойского авлакогена. Праці ВСЕГЕИ. Нов. сер., 1975, вип. 4.

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

110. Матвєєв В.Д., Шабалін В.П. Умови формування покладів УВ в східній частині Вилюйской сінеклізи.- В кн .: Геологія і нафтогазоносність Сибірської платформи, - Новосибірськ: Наука, 1981, - С.106-112.

111. Матвєєв В.Д., Микуленка К.І., Ситников B.C. та ін. Нові уявлення про будову нафтогазоносних територій Західної Якутії // Тектоніка і нафтогазоносність Якутії. Якутськ: Янц СО АН СРСР, 1989.- С.4-17.

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

113. мегакомплекс і глибинна структура земної кори нафтогазоносних провінцій Сибірської платформи / М.П. Гришин, B.C. Старосельцев, B.C. Сурков і ін. М .: Недра, 1987.-203 с.

114. Мельников Н.В., Асташкін В.А., Килина Л.І., Шишкін Б.Б. Палеогеографія Сибірської платформи в ранньому кембрії. // Палеогеографія фанерозою Сибіру. -Новосибірськ: СНІІГГіМС, 1989. С. 10-17.

115. мегакомплекс і глибинна структура земної кори нафтогазоносних провінцій Сибірської платформи / Ред. B.C. Сурков. М .: Недра, 1987.-204 с.

117. Мигурский А.В., Старосельцев B.C. Диз'юнктивна тектоніка і нафтогазоносність // Матеріали регіональної конференція геологів Сибіру і Далекого Сходу: Тез. доп. Томськ: 2000. -Т.1. С. 166-168.

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

119. Микуленка К.І. Порівняльна тектоніка мезозойських депресій Сибіру // Тектоніка нафтогазоносних відкладень Сибірської платформи. Новосибірськ: 1. СНІІГГіМС, 1983. С. 5-22.

120. Микуленка К.І. Тектоніка осадового чохла крайових депресій Сибірської платформи (в зв'язку з нефтегазоносностью) // Тр. Игиги СО АН СРСР. Новосибірськ: Наука, 1983. - Вип. 532, - С.89-104.

121. Микуленка К.І., Ситников B.C., Тіміршін К.В., Булгакова М.Д. Еволюція структури і умов нефтегазообразования осадових басейнів Якутії. Якутськ: Янц СО РАН, 1995.-С.168.

122. Мілановский Е.Е. Рифтові зони континентів. М .: Недра, 1976. - 227 с.

123. Мілановский Е.Е. Рифтові зони геологічного минулого і еволюція рифтогенеза в історії Землі. // Роль рифтогенеза в геологічній історії Землі. -Новосибірськ: Наука, 1977. С. 5-11.

124. Мілановский Е.Е. Ріфтогенез в історії Землі (ріфтогенез на древніх платформах). М .: Недра, 1983. - 280 с.

125. Москвітін І.Є., Ситников B.C., Протопопов Ю.Х. Будова, розвиток і нафтогазоносність Сунтарського підняття // Тектоніка і нафтогазоносність Якутії. -Якутск: ЯФ СВ АН СРСР, 1989. - С. 59-67.

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

127. Мокшанцев К.Б., Горнштейн Д.К., Гусєв Г.С, Дєньгін Е.В., Штех Г.І. Тектонічна будова Якутській АРСР. М.:, Наука, 1964. 240 с.

128. Нейман В.Б. Питання методики палеотектонические аналізу в платформних условіях.- М .: Госгёолтехіздат, 1962.-С.85.

129. Нікітін А.А. Теоретичні основи обробки геофізичної інформації. М., Недра, 1986.

130. Миколаївський А.А. Глибинне будова східній частині Сибірської платформи і її обрамлення. - М .: Наука, 1968. - 183 с.

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

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

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

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

135. Пасуманскій І.М. Будова фундаменту східної частини Сибірської платформина основі аналізу геолого-геофізичних матеріалів. Дисс. на соіск. уч. ст. к. г-м. н. Л.1970.

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

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

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

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

140. Провідників Л.Я. Про тектонічному будові фундаменту Алданского щита в світлі геологічної інтерпретації даних великомасштабної аеромагнітной зйомки // Тектоніка Якутії. М., Наука, 1975.

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

142. Протопопов Ю.Х. Тектонічні комплекси платформного чохла Вилюйской синеклизи, - Якутськ: Янц СО РАН, 1993.-45С.

143. Протопопов Ю.Х. Співвідношення структур чохла Вилюйской гемісінеклізи (в зв'язку з нефтегазоносностью) // Геологія і геохімія нафтогазоносних і вугленосних районів Якутії, - Якутськ: ЯФ СВ АН СРСР, 1987. С.37-43.

144. Пущаровскій Ю.М. Пріверхоянський крайової прогин і мезозоїд північносхідному Азії / / Тектоніка СРСР, - М .: Изд-во АН СРСР, 1960 Т. 5, - С. 236.

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

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

147. розломна тектоніка території Якутській АРСР / Под ред. К.Б. Мокшанцева. -Якутск: ЯФ СВ АН СРСР, 1976. - 173 с.

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

149. Ровнін Л.І., Семенович В.В., Трофимук А.А. Карта тектонічного районування Сибірської платформи масштабу 1: 2500000. Новосибірськ: СНІІГГіМС, 1976.

150. Ровнін JI.І, Семенович В.В, Трофимук А.А. Структурна карта Сибірської платформи по поверхні кристалічного фундаменту масштабу 1: 2500000. Новосибірськ, изд. СНІІГГіМС, 1976.

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

152. Савінський К.А. Глибинна структура Сибірської платформи по геофізичним даними. М .: Недра, 1972.

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

154. Савінський К.А., Савинская М.С., Яковлєв І.О. Вивчення похованою поверхні фундаменту Сибірської платформи за даними комплексних геофізичних досліджень. // Тр. Моск. ін-ту нафт. і газ. пром-ти, 1980

155. Савінський К.А, Волхонін B.C. і ін. Геологічна будова нафтогазоносних провінцій східного Сибіру з геофізичних даних. М .: Недра, 1983. 184 с.

156. Савінський К.А і ін. Геологічна будова нафтогазоносних провінцій Східного Сибіру з геофізичних даних. -М; Надра, 1983.

157. Сафронов А.Ф. Геологія і нафтогазоносність північній частині Предверхоянского прогину. Новосибірськ: Наука, 1974. - 111 с.

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

159. Сафронов А.Ф. Геологія нафти і газу. -Якутск: Янц СО РАН, 2000. -163 с.

160. Сереженков В.Г., Берзин А.Г. Удосконалення методик польових сейсмо-розвідувальних робіт на нафту і газ в Якутії // Проблеми методики пошуку розвідки і освоєння нафтогазових родовищ Якутії, - Якутськ: ЯФ СВ АН СРСР, 1983.-С.27.

161. Ситников B.C., Берзин А.Г. Основні етапи становлення і розвитку структурної геофізики на нафту і газ в Якутії // Геофізичні дослідження в Якутії. -Якутск: ЯГУ, 2001.-С. 121-129.

162. Сластьона Ю.Л. Геологічний розвиток Вилюйской синеклизи і Предверхоянского прогину в пізньому палеозої і мезозої // Мінералогія, тектоніка і стратиграфія складчастих районів Якутії. Якутськ: ЯГУ, 1984. -С. 107-116.

163. Сластьона Ю.Л. Стратиграфія мезозойських відкладень Вилюйской синеклизи і Предверхоянского прогину в зв'язку з їх нефтегазоносностью. Дисертація, док. геол.-мінерал, наук.- Санкт-Петербург: 1994, - 380 с.

164. Словник по геології нафти і газу. JL: Надра, 1988

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

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

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

168. Сорохтин О.Г. Глобальна еволюція Землі. М., Наука, 1974.

169. Структурна карта Сибірської платформи по поверхні кристалічного фундаменту (м-б 1: 2500000) / Гол. редактори Ровнін Л.І., Семенович В.В., Трофимук А.А. Новосибірськ: один тисяча дев'ятсот сімдесят шість.

170. Структурна схема Західної Якутії по поверхні кристалічного фундаменту / Гл. ред. В.В. Забалуев. Д .: ВНИГРИ, 1976.

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

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

173. Тектоніка східній частині Сибірської платформи. : Якутськ, 1979. С. 86-98.

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

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

176. Тіміршін К.В. Розривні порушення північного схилу Алданское антеклізи // Тектоніка і нафтогазоносність Якутії. Якутськ: Янц СО АН СРСР, 1989.- С. 108 117.

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

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

179. Тяпкин К.Ф. Фізика землі.- КШВ: Наукова думка, 1998, - 230 с.

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

181. Фрадкін Г.С. Геологічна будова і перспективи нафтогазоносності західної частини Вилюйской синеклизи. М .: Наука, 1967. С. 124.

182. Фрадкін Г.С. До питання про тектонічному будові Сунтарського підняття // Матеріали по геол. і поліз, ископ. Якутській АРСР. Якутськ: - Вип. VI. -1961. - С. 71-81.

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

184. Хаїн В.Є. Глибинні розломи: основні ознаки, принципи класифікації та значення в розвитку земної кори // Изв. вузів. Геол. і развед.- 1963- № 3.

185. Хаїн В.Є. Загальна геотектоніка. М .: Недра, 1973. - 511 с.

186. Хмелевський В.Б. Структурні умови прогнозу пасток неантиклинального типу в Вилюйской гемісінеклізе // Тектоніка і нафтогазоносність Якутії. Якутськ: Янц СО АН СРСР, 1989. - С. 155-158.

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

188. Черемисина Е.Н., Митракова О.В. Методичні рекомендації щодо вирішення завдань прогнозу корисних копалин із застосуванням ГІС INTEGRO.-M .: ВНІІгеосістем, 1999, 34С.

189. Шацький Н.С. Про тривалість складкообразования і фазах складчастості // Изв. АН СРСР. Сер. геол. 1951.-№ 1.-С. 15-58.

190. Шавлінская Н.В. Нові дані про глобальну сітці розломів на платформах // Докл. АН СРСР. 1977.-Т. 237, №5.-С. 1159-1162.

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

192. Шпунт Б.Р., Аброскин Д.В., Протопопов Ю.Х. Етапи формування земної кори і докембрійекій ріфтогенез на північному сході Сибірської платформи // Тектоніка Сибіру. Т. XI. Новосибірськ: Наука, 1982. - С. 117-123.

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

194. Штех Г.І. Про докембрийском фундаменті Вилюйской западини // Матеріали по геол. і поліз, ископ. Якутській АРСР, Вип. XI.- Якутськ: 1963.- С. 18-27.

195. Штех Г.І. Глибинне будова і історія тектонічного розвитку Вилюйской западини. М .: Наука, 1965. - 124 с.

196. Шуткин А.Є., Волхонін В.С, Козирєв B.C. Геологічні результати сейсморозвідки в Вилюйской синеклизе // Радянська геологія, 1978, № 2. С. 142-148.

197. Еволюція структури і умов нефтегазообразования осадових басейнів Якутії / Микуленка К.І., Ситников B.C., Тіміршін К.В., Булгакова М.Д. Якутськ: Янц СО РАН, 1995- 168 с.

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

199. Kasser M., Ruegg J., Lepine J. Сучасні деформації рифту Ассаль (Джібутті) після сейссмовулканіческого кризи 1978 р .// ц.р. Acad. Sci. Ser.2.1983.Vol.297, N2. P.131-133,135-136.

200. Moody J., Hill M. Wrench fault tectonics // Bull. Geol. Soc. Amer. 1956, Vol. 67, № 9. -P. 1207-1246

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

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

203. Wendt K., Moller В., Ritter В. Геодезичні вимірювання деформацій земної поверхні протягом сучасного рифтової процесу на північному сході Ісландії // J. Geophs. 1985. Vol.55, N1 Р.24-351. фондова література

204. Берзін А.Г., Мурза А.І. Методичні рекомендації по комплексній інтерпретації геолого-геофізичних матеріалів на ЕОМ. -Якутск: 1990, Фонди Ягт.

205. Берзін А.Г., Алексєєв Ф.Н. та ін. Звіт по госпдоговірним робіт по темі 10/99 "Прогнозна оцінка потенційно газоносних територій Вилюйской НГО на основі передових методик і технологій". -Якутск: Росгеолфонди, 2001..

206. Гашкевіч В.В. Вивчення структурних ускладнень в районі Вилюйского максимуму dG. Звіт партій 7 / 62-63 та 8 / 62-63.- Якутськ: тисяча дев'ятсот шістьдесят чотири.

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

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

209. Забалуев В.В., Грубов Л.А. та ін. Вивчення геологічної будови та нафтогазоносності Вилюйской синеклизи і Предверхоянского прогину і визначення основних напрямків на нафту і газ. -Ленінград: ВНИГРИ, 1975.

210. Мясоєдов Н.К. Звіт про результати робіт МОГТ на Атияхской площі за 1988-1989 рр. (Атияхская з / п № 18 / 88-89). -Якутск: Росгеолфонди, 1989.

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

212. Саминская М.С. Картування розривної тектоніки і вивчення структури мезозойських відкладень Вилюйской синеклизи. Звіт партії 30 / 74-75.- Якутськ: 1976.

213. Фафлей А.Ф. Звіт про результати сейсмічних робіт на Хапчагайской площі за 1984-1985 рр. З / партія 18 / 84-85. -Якутск: Росгеолфонди, 1986.1. РОСІЙСЬКА ВЙ5ЛІ0ТЕКАо iOfSY-o -02

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

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА

Вилюйская синеклиза - друга за величиною на Сибірській платформі. Вона розташована на сході платформи і примикає до Пред- Верхоянская крайовому прогину. На півночі і півдні вона обмежена схилами Анабарского масиву і Байкало-Алданского щита, а на заході і південному заході поступово переходить в Ангаро-Ленський прогин. До меж її з прилеглими структурами приурочені розломи і флексурооб- різні перегини.

Вилюйская синеклиза виникла в мезозої. Глибина її в найбільш зануреної частини досягає 7 км. У підставі вона виконана товщею нижнього палеозою і силурийских відкладень загальною потужністю не менше 3 км. На цій стародавній товщі лежить потужна товща мезозойських, в основному континентальних, відкладень, потужність которих.в центрі синеклизи досягає 4 км.

Осадовий покрив синеклизи, в загальному, порушений слабо. В її осьової частини на південному заході відомі так звані Кемпендяйскіе соляні куполи. Пологі брахиантіклінальниє складки встановлені в нижній течії р. Вилюя.

СТРАТИГРАФІЯ

Породи докембрію в Вилюйской синеклизе поки ніде не розкриті. Дуже обмежено уявлення про ніжнепалеозойських, а також про силурийских відкладеннях синеклизи. Про їх складі в межах синеклізи поки судять лише за одновікових порід, виступаючим в прилеглих структурах.

Девонські відкладення відзначені в районі Кемпендяйскіх соляних куполів. До них умовно відносять товщу червоноколірних алевролитов, глин, пісковиків і мергелів з штоками гіпсу і кам'яної солі. Загальна потужність цієї товщі 600-650 м. У тому ж районі на девонських відкладеннях залягає товща брекчий, вапняків, мергелів і глин, також умовно прийнятих за пермському-тріасові відкладення.

Юрські відкладення Вилюйской синеклизи представлені всіма трьома відділами. Залягають вони на різних породах палеозою.

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

Середня юра на півночі і сході синеклізи представлена \u200b\u200bморськими відкладеннями - пісками і пісковиками з фауною амонітів і пелеципод, на півдні і у внутрішніх частинах - континентальними утвореннями - пісковиками, алевролітами і пластами вугілля.

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

Потужність окремих товщ юрських відкладень в різних частинах синеклизи неоднакова. Загальна потужність їх коливається від 300 до 1600 м.

Крейдова система представлена \u200b\u200bнижнім і верхнім відділами. Нижній відділ пов'язаний поступовими переходами з верхньої Юрою. Виражений він вугленосної товщею - пісками, пісковиками, прошарками глин і пластами бурого вугілля. Потужність відкладень цього відділу\u003e в центральній частині синеклизи досягає 1000 м.

Верхній відділ крейди також складний уламковими породами з рослинними залишками і тонкими лінзами вугілля. Потужність що складають його порід також до 1000 м.

З більш молодих порід синеклизи на вододільних просторах її розвинені пліоцен-четвертинні відкладення - глини, суглинки, піски, галечники. Потужність цих відкладень до 15 м. Поширені також алювіальні та інші четвертинні відкладення.

Дані дослідження виконані автором на підставі вивчення літології, стратиграфії і палеогеографії за матеріалами результатів глибокого буріння свердловин на вивченій території. В основі проведених досліджень лежить детальна стратиграфія мезозойських відкладень Вилюйской синеклизи і Предверхоянского прогину, розроблена такими дослідниками як Ю.Л. Сластьона, М.І. Алексєєв, Л.В. Баташанова і ін. Територія сучасної Вилюйской синеклизи і прилеглої частини Предверхоянского прогину в тріасі являла собою єдиний басейн накопичення опадів, фаціальні умови в якому змінювалися від мілководне-морських до континентальних (аллювиальная рівнина). Протягом тріасового періоду площа накопичення опадів поступово скорочувалася за рахунок зміщення західних кордонів басейну на схід. У ранньому тріасі басейн накопичення опадів переважно представляв собою мілководне залівообразное море, яке відкривалося в районі Верхоянського мегантиклинория в Палеоверхоянскій океан. Цей седиментаційних басейн зберігав залівообразную форму і розміри, які існували в пізній пермі і були успадковані в тріасі. В середньому тріасі площа басейну поступово скорочувалася і його межі істотно змістилися на схід. На вивченої території в ці епохи в основному накопичувалися грубозернисті опади у умовах дрібного моря і прибережних рівнин.

Предверхоянского прогин

Вилюйская синеклиза

коливання рівня моря

регресія

піщаник

конгломерат

1. Микуленка К.І., Ситников В.С., Тіміршін К.В., Булгакова М.Д. Еволюція структури і умов нефтегазообразования осадових басейнів Якутії. - Якутськ: Изд-во Янц СО РАН, 1995. - 178 с.

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

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

4. Сластьона Ю.Л. Геологічний розвиток Вилюйской синеклизи і Пріверхоянський прогину в пізньому палеозої і мезозої // минерагении, тектоніка і стратиграфія складчастих районів Якутії. - Якутськ, 1986. - С. 107-115.

5. Сластьона Ю.Л. Стратиграфія Вилюйской синеклизи і Пріверхоянський прогину в зв'язку з їх нефтегазоносностью: автореф. дис. ... д-ра наук. - СПб., 1994. - 32 с.

6. Соколов В.А., Сафронов А.Ф., Трофимук А.А. та ін. Історія нефтегазообразования і нефтегазонакопления на Сході Сибірської платформи. - Новосибірськ: Наука, 1986. - 166 с.

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

Вилюйская синеклиза є найбільш великим елементом крайових депресій Сибірської платформи. В цілому синеклиза є негативну структуру округло-трикутного обриси, виконану на поверхні мезозойскими відкладеннями, розкривається на схід, в сторону Предверхоянского прогину. У сучасному плані вони утворюють єдину велику депресію. Площа Вилюйской синеклизи перевищує 320000 км2, довжина 625 км, ширина 300 км. Межі синеклизи умовні. Північно-західна і південна проводяться найчастіше по зовнішньому контуру суцільного розвитку юрських відкладень, західна - по різкого звуження поля їх розвитку, східна - по зміні простягання локальних структур з субширотного на північно-східне. Найбільш невизначена межа синеклизи з Пріверхоянський прогином в межиріччі Лени і Алдана. У північній частині вона межує з Анабарской антеклізой, з півдня - з Алданское антеклізой. На південному заході вона зчленовується з Ангаро-Ленським прогином частині платформи. Східний кордон з Предверхоянского передовим прогином діагностується найменш чітко. Синеклиза складена палеозойскими, мезозойськими і кайнозойськими опадами, загальна потужність яких сягає понад 12 км. Вилюйская синеклиза найбільш активно розвивалася в мезозої (починаючи з тріасу). Розріз палеозойских відкладень представлений тут головним чином кембрійськими, ордовікськимі, почасти девонскими, нижньокам'яновугільних і пермськими утвореннями. На цих породах з розмивом залягають мезозойські відкладення. У будові синеклизи по відображає сейсмічних горизонтів в мезозойських відкладеннях виділяють три моноклинали: на північно-західному борту синеклизи Хоргочумская, на півдні Бескюельская і на сході Тюк'ян-Чибидінская.

У складі синеклизи виділяють ряд западин (Лунхінско-Келінському, Игиаттінская, Кемпедяйская, Лінденская) і розділяють їх валообразних підняттів (Сунтарського, Хапчагайское, Логлорское і т.д.). Найбільш повно вивчені за допомогою геофізичних методів і буріння Хапчагайское і Сунтарського підняття, а також Кемпедяйская западина.

Рис. 1. Район досліджень. Назва свердловин і природних оголень см. В таблиці

Основні природні оголення і свердловини, дані по яких використовувалися автором в процесі роботи над статтею

	Свердловини і площі буріння		оголення
	Пріленскій		межиріччі Байбикан-Тукулан
	Північно-Лінденская		р. Тенкече
	Середньо-тюнгской		р. Кельтер
	Західно-тюнгской		р. Кибиттигас
	Хоромская		руч. сонячний
	Усть-тюнгской		р. Елюнджен
	Кітчанская		р. Лепіска, Моусучанская антиклиналь
	Нижньо-Вилюйская		р. Лепіска, Кітчанская антиклиналь
	Південно-Неджелінская		р. Дянишка (середня течія)
	Середньо-Вилюйская		р. Дянишка (нижня течія)
	Бираканская		р. Кюндюдей
	Усть-Мархинская		р. Бегіджан
	Чибидінская		р. Менкере
	Хайлахская		р. Ундюлюнг

	Івановська

Предверхоянского прогин є негативну структуру, в будові якої бере участь комплекс кам'яновугільних, приміських, тріасових, юрських і крейдяних відкладень. Уздовж складчастих обрамлень Західного Верхоянья прогин в субмеридиональном напрямку простягається приблизно на 1400 км. Ширина прогину змінюється від 40-50 км на південних і північних його ділянках і від 100 до 150 км в центральних частинах. Зазвичай Предверхоянского прогин поділяють на три частини: північну (Ленський), центральну і південну (Алданское), а також пріплатформенную (зовнішнє крило) і пріскладчатую (внутрішнє крило) зони прогину. Нас цікавлять центральна і південна частини прогину як території, що безпосередньо прилягають до Вилюйской синеклизе.

Центральна частина Предверхоянского прогину розташовується між р. Кюндюдей на півночі і р. Тумара на півдні. Тут прогин відчуває коленообразно вигин з поступовою зміною простягання структур з субмеридионального на субширотное. Внутрішнє крило прогину тут різко розширюється, утворюючи виступ складчастих структур - Кітчанское підняття, що розділяє Лінденскую і Лунгхінско-Келінському западини. Якщо прігеосінклінальное крило Предверхоянского прогину в його центральній частині обмежується досить чітко, то зовнішнє, платформенне крило тут зливається з Вилюйской синеклізою, кордон з якою, як було сказано вище, проводиться умовно. У прийнятих межах зовнішньому крила прогину тут належать північно-східні частини. Названі западини в районі гирла р. Вилюй поділяються Усть-Вилюйского підняттям (25 × 15 км, амплітуда 500 м). Це підняття на південному заході відділяється неглибокої сідловиною від Хапчагайского, а на північному сході зрізається Кітчанскім надвигом, що обмежує в цьому районі Кітчанское підняття.

В рамках даної статті розглянемо більш докладно особливості накопичення опадів в среднетріасовом періоді, що відбувалося в межах Вилюйской синеклизи і в центральній і південній частинах Предверхоянского прогину як території, що безпосередньо прилягають до Вилюйской синеклизе (рис. 1).

Толбонское час (анізійскій - ладинский століття) характеризується початком значною регресії моря. На місці раннетріасового морського басейну утворюється велика прибережна рівнина, в межах якої акумулювалися грубі опади. На території Вилюйской синеклизи, в умовах прибережної низовини, накопичувалися переважно польовошпат-грауваккових і олігоміктовие-кварцові пісковики, з включеннями кварцової і кременистої гальки і кристалів піриту середньої пачки тулурской свити. Породи шаруваті, з углисто-слюдисто матеріалом на поверхнях нашарування, збагачені розсіяним органічною речовиною (на це вказують прошарки чорних аргілітів і алевролітів) і уламками обвугленою деревини. Внаслідок зниження регіональних базисів ерозії і збільшення площі водозборів активізувалася еродують і транспортує діяльність річок, розмиву піддавалися опади, що накопичилися біля узбереж, через що в басейн став надходити більш грубозернистий матеріал. З території поблизу розташованого континенту під час паводків зносилися і переносилися береговими течіями уламки дерев, рослинний детрит (рис. 2).

Рис. 2. Палеогеографическая схема толбонского часу

Умовні позначення до малюнка № 2.

У Предверхоянского частини басейну відбувалося накопичення порід толбонской і еселяхюряхской світ. На території поширення толбонской свити характер накопичення опадів відрізнявся від умов седиментації в Вилюйской синеклизе. Тут, в умовах дрібного шельфу, то приморській низинній рівнини, відбувалося накопичення піщано-алеврітових опадів. У пляжевих, або острівних умовах на відносній віддаленості від берегової лінії формувалися піщано-гравійні і галечникові лінзи. Присутність в породах внутріформаціонних конгломератів з плоскою галькою глинистих порід дозволяє припустити, що в періоди зниження рівня моря в акваторії з'являлися дрібні острови (останці), виступи дельт, які руйнувалися під впливом абразії та ерозії і служили джерелом глинистої гальки і дрібних валунів, які переносяться всередину басейну прибережними течіями і штормами.

В цілому, якщо характеризувати среднетріасовую епоху, можна сказати, що почалася в ранньому і продовжилася в середньому тріасі регресія вод морського басейну істотно позначилася на характері накопичення опадів. Формування анізійскіх і Ладинский відкладень відбувається в досить активної гідродинамічної обстановці, що виразилося в широкому поширенні грубообломочних опадів. Описана вище строкатість фацій цих епох обумовлена \u200b\u200bчітко вираженою мілководністю басейну, наслідком чого стало широке висування дельтових комплексів, а також часті коливання рівня морських вод. Всі ці причини сприяли різких змін умов осадкообразованія.

бібліографічна посилання

Руковіч А.В. ІСТОРІЯ ФОРМУВАННЯ СРЕДНЕТРІАСОВИХ ОТЛОЖЕНИЙ СХІДНОЇ ЧАСТИНИ Вилюйского синеклізу І ПРИЛЕГЛИХ РАЙОНІВ Предверхоянского прогину // Успіхи сучасного природознавства. - 2016. - № 5. - С. 153-157;
URL: http://natural-sciences.ru/ru/article/view?id\u003d35915 (дата звернення: 01.02.2020). Пропонуємо вашій увазі журнали, що видаються у видавництві «Академія природознавства»

Схожі статті

обговорюють:

Діяльність органів виконавчої влади з формування та реалізації державної сімейної політики: Ю. Ю. Антропова ДЕРЖАВНА СІМЕЙНА ПОЛІТИКА В РОСІЙСЬКІЙ ...
Вилюйская синеклиза Південно західна частина Вилюйской синеклизи: Введення Знаходиться в південно-східній частині СП, загальна потужність чохла в її ...
Емоції в структурі особистості і поведінці доц: Роль емоцій в педагогічному процесі Загальновідомо положення, що процес ...
Моніторинг розробки нафтогазових родовищ Програма моніторингу на родовищах золота зразок: Авторський курс професора, д.ф.-м.н., член-кор. РАПН, члена SPE, ACS К.М ....