Vilyui syneclise. Vilyui syneclise Югозападна част на Vilyui syneclise

Въведение
Разположен е в югоизточната част на СП, общата дебелина на покрива в неговите граници достига 8 км. От север граничи с масива Анабар, от юг - щита Алдан, на югозапад през седлото се присъединява към коритото Ангара-Лена. Източната граница с Верхоянската дълбочина е най-малко отчетлива. Синеклизът е изпълнен с палеозойски, мезозойски и кайнозойски седименти. В централната му част е разположен ура-аулакогенът на Ура от североизточния поразяващ, вероятно изпълнен с рифейски скали. За разлика от тунгуската синеклиза, вилюите се развиват най-активно в мезозоя (започвайки от юра). Палеозойските отлагания са представени тук предимно от кембрийски, ордовикски, частично девонски и долнокарбонови образувания. Юрските седименти, съдържащи базални конгломерати в основата, покриват тези скали с ерозия. В синеклиза се различават редица депресии; (Lunkhinskaya, Ygyattinskaya, Kempedyaiskaya и вълнообразните издигания, които ги разделят (Suntarskoye, Khapchagayskoye, Namaninskoye). Издигането Suntarskoye и депресията Kempediai са изследвани най-пълно с геофизични методи и сондажи.
Подобното издигане на Suntarsk отразява издигнат хорст на мазето в седиментната покривка. I Кристалните сутеренни скали са открити на дълбочина 320-360 м, покрити от долноюрските отлагания. Склоновете на издигането са съставени от палеозойски скали, постепенно изпъкнали към арката. Амплитудата на издигането по мезозойските седименти е 500 м. Кемпедейската депресия (корито) е разположена югоизточно от издигането Сунтарски. Съставен е от формации от долния палеозой, девон, долен карбон и мезозой с обща дебелина до 7 км. Особеността на депресията е наличието на солна тектоника. Каменната сол от камбрийската епоха образува тук солени куполи с ъгли на крилата до 60 °, силно счупени от смущения. В релефа солените куполи са изразени с малки височини до 120 м височина.
Дълбока структура и геофизични полета
Дебелината на кората в райони с плитко сутеренство надвишава 40 км, а на издиганията Алдан-Становой и Анабър достига 45-48 км. При големи депресии дебелината на кората е по-малка и обикновено не достига 40 км (Йенисей-Хатангская, южната част на Тунгуска), а във Вилюй - дори 35 км, но в северната част на Тунгуската синеклиза е 40 -45 км. Дебелината на утаената дебелина варира от 0 до 5 и дори до 10-12 км в някои дълбоки депресии и аулакогени.
Топлинният поток не надвишава 30-40, а на места дори 20 mW / кв. М. В покрайнините на платформата плътността на топлинния поток се увеличава до 40-50 mW / кв. м., а в югозападната част на щита Алдан-Становой, където прониква източният край на Байкалската рифтова зона, дори до 50-70 mW / кв. м.

Структура на фондацията и етапи от нейното формиране

Щитът Алдан-Становой е съставен предимно от архейски и в по-малка степен от долнопротерозойски метаморфни и натрапчиви образувания. В южната половина на щита, пре-рифейското мазе е разбито от палеозойски и мезозойски интрузии.
В структурата на сутерена се разграничават два основни мегаблока - северният Алдан и южният Становой, разделени от зоната на дълбокия разлом на Северно-Становой. Най-пълният разрез е проучен в мегаблока Алдан, където се разграничават 5 комплекса. Централните и източните му части са оформени от мощния архейски комплекс Алдан, претърпял метаморфизъм на гранулитния етап.
Долната поредица Yengra е съставена от слоеве от мономинерални кварцити и преплетени с високоалуминиеви (силиманит и кордиерит-биотит) гнайси и шисти, както и от гранат-биотит, хиперстен гнайси и амфиболити. Видимата дебелина надвишава 4-6 км.
Някои геолози разграничават в основата си формацията Щоровская, съставена от метаморфен мафио-ултрамафичен състав.
Групата Timpton, припокриваща ингрийската със знаци за несъответствие, се характеризира с широко развитие на хиперстенови гнайси и кристални шисти (charnockites), двупироксенови гранатови гнайси и Gramor calciphyres (5-8 km). Покриващата серия Джелтулинская е съставена от гранат-биотит, диопсидни гнайси и прорези с междинни слоеве от мраморни и графитни шисти (3-5 км). Общият капацитет на комплекса Алдан се оценява на 12-20 км.
Курултино-Гонамският комплекс присъства в блока Зверев-Сутам, прилежащ към зоната на Северно-Становия шев; кристали от гранат-пироксен и пироксен-плагиоклаз, образувани по време на дълбокия метаморфизъм на основни и ултраосновни вулкани с междинни слоеве от кварцити, гнайси и тела на габроиди, пироксенити и перидотити. Някои изследователи паралелизират този комплекс по същество мафически-ултрамафичен състав с различни части на Алдан, други предполагат, че той стои в основата на последния, а според мнението на някои геолози, дори по-ниски, съдейки по 1 ксенолити, трябва да има протокор от плагиоамфиболит- композиция от гранитогрес.
Времето за натрупване на алданиевите скали е близо до 3,5 милиарда години, а неговият гранулитен метаморфизъм - до 3-3,5 милиарда години и като цяло образуването му е станало в ранния архейски период.
Коритовият комплекс е по-млад, заемайки множество тесни, подобни на грабен корита, насложени върху ранноархейските формации в западната част на мегаблока Алдан. Комплексът е представен от вулканично-седиментни пластове с дебелина 2-7 км, метаморфозирани в условията на фации от зеленолист и амфиболит. Вулканите се изразяват с метаморфозирани лави с преобладаващо основен състав в долната и киселинни в горната част на участъка, седиментни образувания fc с кварцити, метаконгломерати, хлорит-серицитни и черни въглеродни шисти, мрамори, железни кварцити, с които се отлагат магнетитовите железни руди са свързани.
Формирането на коритовия комплекс е станало в Късния Архей (преди 2,5-2,8 милиарда години).
В югозападната част на мегаблока Алдан, върху скалите на коритния комплекс и по-старите слоеве на Архей, комплексът Удокан (6-12 км) лежи трансгресивно, запълвайки широкото брахисинклинно корито Кодар-Удокан от протоплатформен тип. Съставен е от слабо метаморфозирани теригенни отлагания - метаконгломерати, мета пясъчници, кварцити, мета-алевролити и алуминиеви шисти. 300-метров хоризонт от медни пясъчници е ограничен до горната, слабо несъвместима поредица, служейки като продуктивна прослойка на най-голямото стратиформено удоканско медно находище. Натрупването на комплекса Удокан е станало преди 2,5-2 милиарда години. Разработването на коритото е завършено преди 1,8-2 милиарда години преди образуването на огромния кодарски лополит, съставен главно от порфирни калиеви гранити, близо до рапакиви.
Важна роля в изолирането на мегаблоковете Алдан и Становой играят големите масиви от анортозити и свързаните с тях габроиди и пироксенити от късната архейска и (или) ранна протерозойска епоха, които нахлуват в зоната на дълбокия разлом на Северна Становой.
Долните докембрийски формации на издигането Анабар се изразяват от скалите на анабарския комплекс, метаморфизирани в условията на гранулит фация. В този комплекс има 3 серии с общ капацитет 15 км. Долната Далдинова серия е съставена от двупироксенови и хиперстенови плагиогнейси (ендербитоиди) и гранулити, с междинни слоеве от високоалуминиеви шисти и кварцити в горната част; Горната анабарска свита, която се намира по-горе, също е съставена от хиперстен и двупироксенови плагиогнейси, а горната група Khapchang, заедно с тези ортопедични скали, включва членове на първични теригенни и карбонатни скали - биотит-гранат, силиманит, кордерит гнейси , калцифири, мрамори. Като цяло, по отношение на първичния състав и степента на метаморфизъм на скалите, комплексът Anabar може да се сравни с комплексите Aldan или Aldan и Kurultino-Gonam, взети заедно. Най-древните фигури от радиологичната епоха (до 3,15-3,5 милиарда години) ни позволяват да отнесем образуването на анабарския комплекс към ранните архейски.
Структурата на JV фондацията разкрива редица съществени разлики от тази на EEP. Те включват широко ареално разпределение на долноархейските формации на гранулитната фация (вместо тесни гранулитни пояси в EEP), малко по-млада възраст и по-подобна на разлом структура на SP „коритата“ в сравнение с архейските зелени камъни на EEP, незначително развитие на ранните протерозойски протогеосинклинални региони или зони на територията на съвместното предприятие.
Пермско-мезозойски газоносни и газокондензатни комплекси на Вилюйската синеклиза и Верхоянското корито

Геоложките системи, носещи нефт и газ, на тези регионални структури са обединени в петролно-газовата провинция Лена-Вилюй (OGP), която включва Лено-Вилюй, Приверхоянск и Лена-Анабар петролни и газови региони (OGO). За разлика от находищата на Непа-Ботуобинския антиклиза и коритото на Предатомски, които са локализирани във вендските и долно-кембрийските находища, в петролно-газовото поле Лена-Вилюй, продуктивните хоризонти са известни в горните палеозойско-мезозойски седименти, следователно в геоложката литература те са разделени на две провинции: лена-тунгуската вендийска камбрийска OGP и лено-вилюйската пермско-мезозойска OGP.
Производствените хоризонти на петролното и газово поле Лена-Вилюй са свързани с теригенни находища на горнопермския, долнотриаския и долноюрския производствен комплекс.
Горнопермският производствен комплекс, представен от прослойка от сложно редуващи се пясъчници, алеврити, калници, въглеродни калници и въглищни слоеве, е екраниран от глинести пластове на Неджелинската сюита от Долен триас. В комплекса има няколко продуктивни хоризонта, които са открити на много полета. Доказано е, че пермските находища на мега шахтата Хапчагай са единична газонаситена зона, характеризираща се с необичайно високо налягане в резервоара, надвишаващо хидростатичното налягане с 8-10 МРа. Това обяснява притока на бликащ газ, получен в редица кладенци: кладенец. 6-1 милиона m 3 / ден, кладенец 1-1,5 милиона m 3 / ден, сондаж 4 - 2,5 милиона m 3 / ден. Основните резервоари са кварцови пясъчници, образуващи големи лещи, в които се образуват еднородни газови отлагания без дънни води.
Долнотриасовият производствен комплекс с дебелина до 600 м е представен от прослойка с преобладаващо пясъчен състав. Всички резервоарни скали са съсредоточени в участъка на Таганджинската сюита, \u200b\u200bприпокрита с глинен екран на сюитата Мономски. В рамките на мега-шахтата Khapchagai комплексът включва продуктивни хоризонти както в участъка Tagandzhinskoy, така и в участъка от калнено-алевролитни камъни на формациите Monomsky.
Производственият комплекс от долната юра, с дебелина до 400 м, е съставен от пясъчници, алеврити и калници. Той е покрит от аргилит-глинеста прослойка от формацията Suntar. Комплексът съдържа девет продуктивни хоризонта. Той е покрит от глинести слоеве на формацията Suntar.
Отложенията от пясъчно-алевролитни камъни от средна и горна юра също са надеждно екранирани от глинесто-пясъчния член на мирикчанската свита от горната юра. От тези находища бяха получени обещаващи газови потоци.
В Кредовата част на секцията няма надеждни екрани. Те са представени от континентални въглищни находища.
Vilyui syneclise
В източната част на синеклиза на Вилюй е разположен Лено-Вилюйския петролен и газов регион. Съдържа най-вероятно кембрийски въглеводородни находища и по своята същност трябва да принадлежи към Лено-Тунгуската провинция. Девет находища бяха открити в рамките на НТО Лено-Вилюй.
Провинцията за газ и нефт Йенисей-Анабар се намира в северната част на Красноярската територия и Западна Якутия. Площта е 390 хил. Км2. Той включва газоносните райони на Йенисей-Хатанга и Лено-Анабар в перспективата за петрол и газ. Най-значими са Северо-Соленинското, Пеляткинското и Дерябинското газови кондензатни находища. Систематичните проучвания на нефт и газ започват през 1960 г. Първото находище на газ е открито през 1968 г. До 1984 г. на територията на мега заливите Танамск-Малохетски, Рассохински и Балахнински и Централното корито Таймир са открити 14 газови кондензата и газови находища . Провинцията на нефт и газ Йенисей-Анабар е разположена в зоната на тундрата. Основните пътища за комуникация са Северният морски път и реките Енисей и Лена. Няма пътища и железопътни линии. Газът се добива в полетата на мега шахтата Танамск-Малохетски за захранване на град Норилск.
Тектонично провинцията е свързана с мегафолдите Йенисей-Хатанга и Лена-Анабар. На север и изток тя е ограничена от районите на Таймир и Верхоянск-Чукотка, на юг от Сибирската платформа, на запад се отваря към западносибирската петролна и газова провинция. Сутеренът е разнороден, представен от метаморфозирани скали от докембрийския, долния и средния палеозой. Седиментната палеозойско-мезо-кайнозойска покривка в основната територия на провинцията достига дебелина 7-10 км, а в някои, най-извити участъци, 12 км. Секцията е представена от 3 големи комплекса от находища: среднопалеозойски карбонатно-теригенни с евапоритни пластове; Горен палеозойски териген; Мезозойско-кайнозойски териген. Седиментната покривка съдържа сводове, мега шахти и големи амплитудни издутини, разделени от корита. Всички идентифицирани газови кондензати и газови находища са ограничени до теригенни отлагания от Кредовата и Юрската епоха. Основните перспективи за петролен и газов потенциал са свързани с горните палеозойски и мезозойски находища в западните и палеозойските пластове в източните райони на провинцията. Продуктивните хоризонти се намират в интервала на дълбочина от 1-5 км и повече. Газовите находища са пластови, масивни, сводести. Работните дебити на газовите кладенци са високи. Газовете от креда и юрски седименти са метан, сух, с високо съдържание на мазнини, с ниско съдържание на азотни и киселинни газове.

Газокондензатното находище Srednevilyuyskoye се намира на 60 км източно от град Вилюйск. Открит през 1965 г., в процес на разработка от 1975 г. Той се ограничава до брахиантиклината, усложняваща арката Хапчагай. Размерите на структурата в юрските отлагания са 34x22 км, амплитудата е 350 м. Пермските, триасовите и юрските скали са газоносни. Резервоарите са пясъчници с алевролитни междинни слоеве, не са еднакви по площ и в някои райони са заменени от плътни скали. Полето е многослойно. Основните запаси от газ и кондензат са съсредоточени в долния триас и са ограничени до високопродуктивния хоризонт, който се крие в покрива на апартамента Ust-Kel'terskaya. Дълбочината на шевовете е 1430-3180 м. Ефективната дебелина на шевовете е 3,3-9,4 м, дебелината на основната продуктивна формация на Долен триас е до 33,4 м. Порьозността на пясъчниците е 13-21,9%, пропускливостта е 16-1,2 микрона. GVK при кота от -1344 до -3051 м. Началното резервоарно налягане е 13,9-35,6 MPa, t е 30,5-67 ° C. Съдържание на стабилен кондензат 60 g / m. Газов състав,%: СН90.6-95.3, N2 0.5- 0.85, CO 0.3-1.3.
Наносите са масивни, масивни, сводести и литологично ограничени. Свободен газ - метан, сух, с ниско съдържание на азот и киселинни газове.
Търговското съдържание на газ и нефт се ограничава до горните палеозойско-мезозойски седиментни отлагания, представени чрез редуване на теригенни скали и въглища и включващи три газови и нефтени комплекса: горен пермски-долен триас, долен триас и долна юра.
По-старите пластове във вътрешните зони на провинцията са слабо проучени поради дълбоката си постеля.
Горнопермско-долнотриасовият (Непа-Неджелински) GOC е разработен в по-голямата част от провинцията и е представен от редуващи се пясъчници, алевролити, калници и въглища. Зоналното покритие са аргилити в долния триас (свита Нежелинская), които имат фациален нестабилен състав и стават песъчливи в значителни области, губейки своите отсяващи свойства. Комплексът е продуктивен на възвишението Хапчагай (Средневилюйское, Толонское, Мастахское, Соболох-Неджелинско поле) и на северозападната моноклина на Вилюйския синеклиз (Среднетюнгское поле); тя представлява 23% от проучените запаси на газ в нефтопреработвателната компания Лено-Вилюйская. Дълбочината на газокондензатните находища е от 2800 до 3500 m, характерно е широкото разпространение на необичайно високо налягане в резервоара.
Долният триас (Таганджа-Мономиан) GOC е представен от пясъчници, редуващи се с алевролити, кални камъни и въглища. Водохранилището с пясъчно-алевролитови камъни е нестабилно по физически параметри, влошава се към страните на синеклизата на Вилюй и коритото на Предверхоянск. Печатите са глини от свита Моном (горен долен триас), които са пясъчни в южните райони на участъка. 70% от проучените запаси на газ в провинцията са свързани с долнотриасовия комплекс, по-голямата част от тях са съсредоточени в Средневилюйское находище, където има три независими находища на газови кондензати, открити в пясъчници и алевролити на дълбочини от 2300 до 2600 m.
Долноюрският комплекс се характеризира с неравномерно прослояване на пясъчници, алевролити и въглища; глините на сюнтарската сюита служат за покритие. Комплексът е фациално нестабилен; наблюдава се регионално уплътняване на скалите в източна посока. Комплексът е свързан с малки находища на газ в свода Хапчагай (Мастахское, Средневилюйское, Соболох-Неджелинско, Нижневилюйское поле) и в зоната на предните гънки на Китчано-Буролахски (Уст-Вилюйское, Собохаинское поле). Дълбочината на находищата е 1000 - 2300 м. Делът на комплекса в общите ресурси и проучените запаси на газ в Лено-Вилюйската рафинерия е около 6%.
Перспективите за съдържанието на нефт и газ в провинцията са свързани с отлаганията от палеозоя и долния мезозой, особено в зоните на притискане на резервоара от северозападната страна на синеклизата и южната страна на Лунгинско-Келинската мегадепресия.
Находището е ограничено до средновилюйската брахиантиклинална гънка в средновилюйско-толонския купол с форма на купол, което усложнява западния склон на мега-шахтата Хапчагай. Брахиантиклината е с размер 34x22 км с амплитуда 350 м. Ударът й е подширен.
Открити са няколко находища на различни нива от Перм до Горна Юра. Най-дълбокият слой е разположен в диапазона 2921 -3321 м. Той принадлежи към Средния Перм. Продуктивната формация е съставена от пясъчници с ефективна дебелина 13,8 м. Откритата порьозност на резервоарните скали варира в рамките на 10-16%, пропускливостта не надвишава 0,001 μm 2. Дебит на газа до 135 хил. М3 / ден. Резервоарното налягане, което е 36,3 MPa, е почти 7,0 MPa по-високо от хидростатичното налягане. Температура на резервоара +66 C. Водохранилището принадлежи към типа резервоарни сводове с елементи на литологичен скрининг.
Основното находище е открито в интервала 2430-2590 м. Продуктивният хоризонт е локализиран в триасовите седименти. Дебелината му е от 64 до 87 м. Съставена е от пясъчници с междинни слоеве от алеврити и кални камъни (фиг. 1).

Фигура: 1. Разрез на продуктивните хоризонти на газовото кондензатно находище Средневилюйское.
Ефективната дебелина достига 13,8 м. Отворената порьозност е 10-16%, пропускливостта е 0,001 µm 2. Дебити на газ от 21 - 135 хил. М3 / ден. Резервоарно налягане 36,3 MPa, почти 7, OMPa надвишава хидростатичното. Температура на резервоара + 66 ° С. Газово-воден контакт (GVK) - 3052 м. Типът на резервоара е формация, куполна с литологичен скрининг. На кота 2438 m е проследен газов контакт (GVK). Над основните находища бяха открити още шест през интервалите: 2373 - 2469 m (T 1 -II), дебит на газа 1,3 милиона m 3 / ден. Дебелина на продуктивния хоризонт (PG) до 30 m; 2332 - 2369 m (T 1 -I a), дебит на газа 100 хил. M 3 / ден. Капацитет на SG до 9 m; 2301 - 2336 m (T 1 -I), дебит на газа 100 000 m 3 / ден. Капацитет на SG до 10 m; 1434 -1473 m (J 1 -I), дебит на газа 198 хил. M 3 / ден. Капацитет на SG до 7 m; 1047 - 1073 m (J 1 -II), дебит на газа 97 хил. M 3 / ден. Капацитет на SG до 10 m; 1014 - 1051 m (J 1 -I), дебит на газа 42 хил. M 3 / ден. SG дебелина до 23 m.
Всички находища са от стратален, куполообразен тип с литологичен скрининг. Водоемите са представени от пясъчници с алевролитни междинни слоеве. Полето е в търговска експлоатация от 1985 г.
Газокондензатното поле на Толон-Мастакское е ограничено до две брахиантиклинии, Толонская и Мистакская, и седлото, разположено между тях. И двете структури са ограничени до централната част на мега-шахтата Khapchagai. Структурите имат подширен удар в източното продължение на раздуването на Средневилюи-Мастак. Те се усложняват от структури от по-висок порядък. Някои от тях са свързани с находища на въглеводороди. Размерът на структурата на Толон е 14х7 км с малка амплитуда 270-300 м. Девет находища са открити и изследвани в седименти от Креда до Перм на дълбочина 4,2 км.
Депозит в P 2 -II хоризонт е проучен на източния фланг на брахиантиклината на Tolonskaya в пермски пясъчници, покрити от глинести скали от долнотриасовата сюжетна недежелинска сюит на дълбочина 3140-3240 m. Ефективната дебелина на хоризонта е 14 m , отворената порьозност е 13%. Газопропускливост 0,039 μm 2. Индустриален приток на газ до 64 хил. М 3 / ден. Резервоарното налягане е 40,5 MPa, температурата на резервоара е +70 C. Резервоарът е отнесен условно към P 2 -II и може да съответства на хоризонта P 2 -I на структурата на Mastakh.
Резервоарът на прослойката P 2 -I на брахиантиклината Mastakhskaya е ограничен до пясъчниците в горната част на пермския участък и също е покрит от глинения екран на триасовата сюжетна Неджелинская. Дълбочината е 3150-3450 м. Минималното ниво на газовия участък е 3333 м. Отворената порьозност на резервоарите е до 15%, газопропускливостта е средно 0,0092 µm 2.
И двете находища са от слоест, куполообразен, литологично екраниран тип.
Водохранилището на хоризонта T 1 -IV е локализирано в пясъчниците на сюжета Неджелинская в Долен триас и е най-широко разпространено в полето Толон-Мастакское. Дълбочината на залягане е 3115 - 3450 м. Ефективната дебелина на резервоара е 5,6 м, откритата порьозност е 11,1-18,9%, максималната пропускливост на газа е 0,0051 μm 2. Резервоарно налягане 40.3 MPa, температура на резервоара + 72 ° C. Индустриални притоци от 40 до 203 хил. М 3 / ден. Тип резервоар: слоест, куполообразен, литологично екраниран.
T 1 -I слой на западния наклон на Мастахската брахиантиклина е съставен от пясъчници в горната част на участъка на Неджелинската сюита и включва структурно-литологично находище на дълбочина 3270 - 3376 м. Производството на газ е 162 хиляда m 3 / ден. Резервоарно налягане 40.3 MPa, температура на резервоара + 3.52 ° C.
Резервоарът на формация T 1 -IV B е идентифициран в източния перпендикуляр на брахиантиклината на Mastakh на дълбочина 3120 - 3210 м. Откритата порьозност на резервоарите на отложенията Ti-IVA и Ti-IVB е средно 18,1%. Газопропускливост 0,0847 μm 2. Типът на находището е структурен и литологичен. Дебитът на газа достига 321 хил. M 3 / ден.
Депозитът на слоя T 1 -X е ограничен до местни куполи, усложняващи структурата на Mastakh. Среща се в пясъчниците и алевролитите на Ганджанската свита, застъпвайки се в западния купол с глина и алевролити в средната част на същата Формация. Дълбочината на залягане е 2880-2920 м. Тип на находище: сводест, водолюбиви птици. GWC на \u200b\u200bдълбочина 2797 м. Налягане в резервоара 29,4 MPa, температура + 61,5 ° C. В източния купол от хоризонта T 1 -X се получава приток от 669-704 хил. M 3 / ден. Газовата кондензатна част се поддържа от нефт.
Депозитът на хоризонт T 1 -III е локализиран в пясъчници и алевролити, покрити с алевролити и глини от сюита Триас Моном. Депозитът гравитира към свода на Толонската брахиантиклина. Дълбочината на залепване е 2650-2700 м. Височината е 43 м. Ефективната дебелина е 25,4 м. Отворената порьозност на резервоара, 17,8%, газопроводимостта по сърцевината е средно 0,0788 микрона. Най-високите работни потоци са 158-507 m 3 / ден, изходът на кондензат е 62,6 g / m 3.
Депозитите на пластовете T 1 -II A и T 1 II B са разделени един от друг с член от глинести пясъчници и алевролити. Извън отлаганията те се сливат в един слой T 1 -II. Тип находище T 1 -II A структурно и литологично. Дълбочината на залягане е 2580-2650 м. Височината на находището е 61 м. Активната дебелина на пясъчниците и алевролитите е 8,9 м. Отворената порьозност е 17%, газовото насищане е 54%.
Предполага се, че все още има неоткрити находища в триасови утайки в областта на полето.
Резервоарът на хоризонт J 1 -I-II е ограничен до източната част на брахиантиклината на Мастак, покрит от шапката на Сунтар и поддържан отдолу с вода. Видът на находището е сводест, водолюбиви птици. Дълбочината на поява е 1750-1820 м. Работните дебити са 162-906 хил. М 3 / ден, изходът на кондензат е 2,2 g / m 3. Идентифицирана е малка маслена джанта.
Газокондензатното находище Соболох-Неджелинское е разположено в брахиантиклиналните структури на Соболохская и Неджелинская и разположената между тях структурна тераса Люксюгунская. Всички те са разположени в западната част на набъбването на Соболох-Бадаран. Размерът на Неджелинската брахиантиклина по стратоизохипса е 3100 m 37x21 km с амплитуда около 300 m. На запад от нея, хипсометрично по-ниска, има Sobolokhskaya структура с размер 10x5 km с амплитуда 60-85 m 10. газови и газови кондензатни находища са открити в пермските, триасовите и юрските находища (фиг. 2).

Намира се на 125 км от град Вилюйск. Той се контролира от структурите на Соболохская и Неджелинская, усложняващи централната част на подуването на Хапчагай. Полето е открито през 1964г. (Неджелинская структура). През 1975г. беше установено единството на откритите преди това находища Неджелински и Соболохски (1972). Неджелинската структура е най-голямата по размер (34x12 km) и висока амплитуда (над 500 m). Соболохските и Люксюгунски структури имат амплитуди не повече от 50 мили и са много по-малки.
Полето Соболох-Неджелински се характеризира с наличието на обширни отлагания, ограничени до тънки литологично променливи пластове пясъчник, срещащи се в горната част на горнопермските отлагания и в основата на Долния триас (сюжет Неджелинская). Тези находища, свързани с пермско-триасовия производствен комплекс, се контролират от общата сума

Структурата на набъбването на Khapchagai и литологичният фактор. Височината на отделните находища надвишава 800 м (слой IV-IV. Ефективната дебелина на пластовете само в някои области на полето надвишава 5-10 м. Наляганията в резервоарите в находищата на пермско-триасовия комплекс са с 8-10 МРа по-високи от нормалното хидростатично налягане.
Порьозността на пясъчниците варира от 13-16%. В някои райони са монтирани резервоари от смесен тип с порести фрактури, чиято порьозност варира в диапазона от 6-13%. Работните дебити на кладенците варират в широки граници - от 2 до 1002 хил. М / ден.
В пермско-триасовия производствен комплекс на полето Соболох-Неджелинско са идентифицирани осем находища, ограничени до хоризонтите PrSh, P 2 -P, P-I на Горния Перм и N-IV 6 от сюитата Neozhelinskaya. Находищата принадлежат към стратални сводести или стратални литологично ограничени типове и се срещат на дълбочини от 2900 до 3800 m.
По-горе, в участъка на Долен триас (хоризонти T-IV ^ TX) и Долна Юра (хоризонти J 1 -II, J 1 -1), бяха разкрити малки находища, които се контролират от структури от третия ред (Sobolokhskaya , Nedzhelinskaya) и малки, които ги усложняват. Тези отлагания по правило принадлежат към сводести масивни (водолюбиви) видове. Водоемът в хоризонта T 1 -IV 6 е пластов, литологично екраниран.
Съставът на газовете и кондензатите е типичен за всички отлагания на набъбването на Khapchagai. В газовете от отложенията на Перм и Долен триас съдържанието на метан достига 91-93%, азот 0,8-1,17%, въглероден диоксид 0,3-0,7%. Стабилен изход на кондензат 72-84 см / м. В състава на газовете от долноюрските отлагания преобладава метанът (94,5-96,8%). Продукцията на стабилен кондензат е много по-ниска, отколкото в газовете на пермските и долнотриасовите отлагания - до 15 cm 3 / m 3. Депозитите са придружени от неиндустриални петролни джанти.

Фиг. 2. Раздел на продуктивните хоризонти на газокондензатното находище Соболохское
.
Хоризонт P 1 -II включва две находища в структурите на Соболохская и Неджелинская, съставени от пясъчници и алеврити с дебелина до 50 m и покрити от алевролити и въглеродни кални камъни (фиг. 8.2.). Първият от тях лежи на дълбочина 3470-3600 м, вторият - 2970-3000 м. Видът на находищата е сводест, литологично екраниран. Отворена порьозност на резервоарите 10,4 -18,8%, газопропускливост 0,011 μm 2. Работни дебити (за 4 кладенци) от 56 до 395 хил. М3 / ден. Резервоарното налягане в Соболохское находище е 48,1 MPa, температурата е + 82 ° С, съответно в Неджелинското находище, 43,4 MPa, Т \u003d: (+64 0 С).
Основният продуктивен резервоар на формация Р 2 -1 е ограничен в пясъчници и алевролити в горната част на пермския участък на дълбочина 2900-3750 м. Височината на резервоара е около 800 м. Максималната дебелина на газонаситени резервоари е 9,2 м. Тип резервоар: порест, счупен порест. Отворена порьозност 14,6%, газопропускливост 0,037 μm 2. Резервоарно налягане 41.4 MPa, температура на резервоара + 76 ° C. Тип резервоар: слоест, сводест, литологично екраниран. Дебит на газа от 47 хил. М 3 / ден. до 1 милион m 3 / ден. Изход на кондензат 65,6 g / m 3.
Резервоарът на слоя T 1 -IV B е локализиран в средната част на участъка на Неджелинската сюита в пясъчници и алевролити. Находището е литологично екранирано по целия контур и принадлежи към формационния, куполообразен, литологично ограничен тип. Дълбочината на залягане е 2900-3750 м. Дебелината на резервоара е 5 м, откритата порьозност е 15,3%, газопропускливостта е 0,298 μm 2. Изход на кондензат до 55,2 g / m 3. Скорост на газовия поток 50 - 545 хил. M 3 / ден. Резервоарно налягане 40,7 MPa, температура + 77 ° C.
Депозитите на формациите P 2 -I и T 1 -IV B съставляват една единствена термодинамична система и един пермианско-триасов продуктивен хоризонт.
Находищата на прослойката T 1 -IV са разположени в северния фланг на Неджелинската брахиантиклина. Западното находище е ограничено до структурна тераса Люксюгун, източното - до структурата Неджелинская на дълбочина 2900-3270 м. Наситената с газ дебелина на формацията е 4,6-6,8 м. Коефициент на отворена порьозност на резервоара 18,9%, газопропускливост 0,100 μm 2. Дебит на газа 126-249 хил. M 3 / ден. Резервоарно налягане 33,9-35,5 MPa, температура на резервоара + 69- + 76 ° C.
Хоризонт T 1 -X, разположен на дълбочина 2594-2632 м. Той включва две находища, разположени едно над друго и изолирани от алевролитно-глинест слой. Производство на газ от долния резервоар 35-37 хил. M 3
и т.н .................

Нови данни за геоложката структура на синеклиза на Вилюй

( Въз основа на материали от геофизични изследвания.)

М.И. ДОРМАН, А. А. НИКОЛАЕВСКИ

Понастоящем най-големите перспективи в Източен Сибир по отношение на търсенето на нефт и газ са свързани със синуклиза на Vilyui и с преддверието на Priverkhoyansk - големи структури от източния край на сибирската платформа. Известните изложения за нефт и газ в тези райони се ограничават главно до скалите от долната юра, които се срещат тук на доста значителни дълбочини (3000 m и повече).

Задачата на геолозите и геофизиците, на първо място, е да идентифицират и изследват райони с относително плитка подслоеност на скалите от Долна Юра.

Геоложката структура на синеклизата на Vilyui и Verkhoyanye все още е много слабо проучена. През последните години, въз основа на регионални геоложки и геофизични проучвания, са съставени няколко тектонични схеми, които значително разширяват разбирането за структурата на Сибирската платформа като цяло, и особено нейните източни региони. Последвалото развитие на геоложките проучвания, особено геофизичните, даде нови материали, които правят възможно изясняването на тектониката на разглежданите територии.

Статията представя две релефни схеми на геофизически добре заземени маркиращи повърхности - юрски отложения () и кембрийски отлагания (). Естествено разглежданите схеми, представляващи първите опити от този вид за такава голяма територия, трябва да се разглеждат като чисто предварителни.

Без да се правим на нещо окончателно установено, особено в детайли, въпреки това считаме, че не е безинтересно да разгледаме и двете схеми по-подробно.

Сеизмичните наблюдения по метода на отразените вълни са извършени от страните на Якутската геофизична експедиция в басейна на долното течение на реката. Vilyui и реките Lunkhi, Siitte и Berge (Tyugene), както и в междуречието на десните притоци на Лена - Kobycha (Dianyshka) и Leepiske. В тези територии се регистрират голям брой отражения по участъка (до 15-18 хоризонта), което дава възможност да се изследва в дълбочинния интервал от 400-800 до 3000-4500 м. В повечето от изследваните райони , няма непрекъснато проследени референтни отразяващи хоризонти. Следователно всички конструкции са направени според условни сеизмични хоризонти, по които е възможно да се изследва появата на скали от мезозойския комплекс, като се направи приблизително стратиграфско свързване на тези хоризонти по участъците на дълбоки кладенци.

Въпреки че най-голям практически интерес представлява изучаването на структурни форми в долноюрските пластове, което е свързано с индустриалното натрупване на природен газ в района Уст-Вилюй (Таас-Тумус), обаче поради голямата дълбочина на тези находища, оказа се, че е най-надеждно да се начертае повърхността на горноюрските скали (дъното на Креда), срещащи се според долната юра (вж. фиг. 1).

Въз основа на резултатите от геофизичната работа са очертани редица структурни находища, от които най-интересните зоната на повишено залягане на юрски скали, очертана срещу Китчанския перваз на мезозойската основа на Верхоянското корито и наречена от нас Вилюйското подуване. Оста на издигането се простира в югозападна посока от района на устието на реката. Вилюй до езерото. Неджели и вероятно по-на запад. Дължината на издутието, подобно на подуване на Вилюй, е вероятно 150-180 км, ширината му надвишава 30-35 км, а амплитудата достига 800-1000 м. Това издигане има асиметрична структура, а югоизточното му крило е по-стръмно (до 8 °) от северозападната., Където ъглите на падане на слоевете в мезозойските пластове рядко надвишават 2-4 °. Същата характеристика е забелязана в структурата на антикланията Taas-Tumus, чиято основна ос се спуска стръмно на югоизток и леко на северозапад. Възможно е оста на Вилюйското издигане да претърпи общо издигане в югозападна посока и неговите вълнообразни форми са образували поредица от локални структури от югоизточна зашеметяваща: Нижне-Вилюй, Бадаран и Неджелинская, със структурата на Нижне-Вилюй, разположена в непосредствена близост до находището на природен газ Уст-Вилюй (Таас-Тумуска).

Естеството на относителното положение на планираното издигане, подобно на подуване на Vilyui и издигането на Kitchansky, предполага генетична връзка между тези структури. Възможно е тук да имаме напречни структури, които, както е установено от Н.С. Шацки, свързан сводещият ъгъл на сгънатата област в зоната на кръстовище на коритото Приверхоянск с синеклизата на Вилюй.

На северозапад от извисяването, подобно на издуване на Vilyui, се намира горнокредовият липов басейн, идентифициран за първи път от V.A. Вахрамеев и Ю.М. Пушчаровски. Централната най-потопена част на депресията е ограничена до устието на реката. Коби (Дянишки). Тук, според сеизмичните данни, дебелината на кредовите отлагания надвишава 2300 m, а дебелината на целия мезозойски комплекс се изчислява на приблизително 4-4,5 km.

На югоизток от подобен на издигане Вилюй има още по-дълбока депресия, Лунхинската депресия, която се характеризира с по-сложна структура в сравнение с Липската депресия. Оста на депресията се простира в посока запад-северозапад от селото. Батамай до селото. Сангар и по-на запад. В югозападната част на депресията сеизмичните проучвания разкриха две антиклинални гънки - Бергейнская и Олойская, а от североизточната страна геоложките проучвания и сондажи начертаха антиклиналите Сангарска и Ексеняхска. Лунхинската депресия в меридионалния участък има асиметрична структура - североизточната й страна е много по-стръмна от югозападната. Западната периклиния на разглеждания басейн се усложнява от малко издигане, което прави възможно различаването на голяма синклинална гънка, наречена Bappagai гънка. Южният фланг на Лунхинската депресия постепенно преминава в северния склон на щита Алдан. Структурата на този преходен регион е много слабо проучена. Досега, в рамките на своите граници, сеизмичните проучвания са установили отделни усложнения като структурни издатини, разположени в междуречието Siitte и Tyugene. Депресията Лункха като цяло е западният периклинален край на Келинската депресия във Верхоянското предглубие (вж. Фиг. 1).

Завършвайки разглеждането на схемата на повърхностния релеф на юрските отлагания, ние отбелязваме, че районите с относително плитко залягане на долноюрските скали включват крайбрежните части на синюклиза на Вилюй, аксиалната част на очертания подут вид на Вилюй издигане и перваза на Китчански на мезозойската основа на преддверието на Верхоянск.

Анализът на геофизичните данни даде възможност да се добие представа за естеството на появата на ерозионно-тектонската повърхност на карбнатните отложения на Кембрия и в тази връзка да се оцени дебелината на залегналия пясъчно-глинен комплекс. Диаграмата, показана на, се основава на данните за електрическо проучване, сеизмично проучване KMPV, гравитация, както и дълбоки сондажи, пробити в района на селото. Жиганск и поз. Джебарики-Хая. На разглежданата територия еталонният електрически хоризонт и основната пречупваща повърхност с гранична скорост 5500-6000 m / s съответстват на върха на кембрийските карбонатни отлагания, а в случаите, когато в участъка няма кембрийски отлагания, като например в района на Якутск, който се установява чрез сондажи. такъв хоризонт е повърхността на докамбрийското мазе.

Подобни геофизични данни за поведението на референтните хоризонти са използвани за изграждане на релефна схема за камбрийската повърхност по направленията Покровск - Якутск - устието на Алдан, Чурапча - Уст-Тат, Чурапча - Якутск - Орто - Сурт, Вилюйск - Khampa, както и по два успоредни профила на северозападния участък, разположени северно от Suntar. В по-голямата част от територията, осветена от схемата (вж.), Дълбочините на камбрийския връх са получени от изчисляването на гравитационните аномалии. Причината за това е, че в тези региони основният гравитационно активен участък е ограничен до върха на Камбрия. Плътността на камбрийските скали се приема за постоянна за цялата територия и е равна на 2.7 g / cm 3, а средната плътност на целия покриващ теригенен комплекс от скали, като се вземат предвид литологичните особености на участъка, варира от 2.3 до 2.45 g / cm 3.

За удобство при описване на релефната схема на повърхността на кембрийските отлагания върху нея могат да се разграничат две зони - югозападна и североизточна. Условната граница между тези зони минава в посока север-северозапад през точките Марху и Верхне-Вилюйск.

В югозападната зона са очертани три големи структури по повърхността на кембрийските карбонатни отлагания, идентифицирани според данните на гравиметрията и електропроучването. Тези структури включват така нареченото издигане на Suntarskoe на североизточното поражение и две депресии - Kempendyai и Markhinskaya, разположени от него на югоизток и северозапад. (И трите тези структури несъмнено се изразяват в по-дълбоки слоеве на земната кора, както следва от резултатите от гравиметричните и аеромагнитните изследвания.). Амплитудата на издигането на Сунтарски спрямо съседните вдлъбнатини достига 2000 м. Издигането има сложна, вероятно блокова структура. В неговите граници, в значителни райони, камбрийските скали вероятно липсват ( Пробиването на референтната станция Suntarskaya потвърди концепцията за структурата на югозападната част на синеклизата на Vilyui.). В депресията Кемпендяй се отличава серия от местни структури, в ядрата на които са изложени горнокембрийските скали.

В североизточната зона се очертава общо издигане на камбрийската повърхност в южната и западната посока. Районът на най-големите дълбочини на камбрийските скали над 6000 м се простира по върха на Верхоянския хребет, образувайки заливни завои в областта на устието на реката. Линди и в средното течение на реката. Лунхи. Тук, както в диаграмата на юрската топография, има две големи депресии - Линденская и Лунхинская. И двете вдлъбнатини, както и структурите, наблюдавани в югозападната част на района, имат североизточен удар. Те са разделени от слабо изразена зона на издигната камбрийска скала, разположена между устието на реката. Вилюй и град Вилюйск. Южният фланг на Лунхинската депресия се усложнява от структурна издатина, разположена на север от селото. Бердигестя.

По този начин, в рамките на разглежданата територия, в зависимост от естеството на камбрийския връх, могат да се разграничат две части, всяка от които е ограничена до две депресии в североизточна посока и издигане, разделящо тези депресии. Североизточният удар на структурни елементи на днешния релеф на камбрийската повърхност и в двете разглеждани зони може да показва, че в синеклиза на Вилюй има редица големи напречни структури, тясно свързани в югозападната му част със сгънатата зона Патом и в източната част със сгънатата зона Верхоянская.

И накрая, сравнението на схемата на камбрийския повърхностен релеф с позицията на големи мезозойски структури води до заключението, че в предната част на Верхоянск и в зоната на кръстовището му със синеклизата на Вилюй тези структури имат дълга история на развитие и са до голяма степен наследени от тектоничния план на древния камбрий.

Разгледаните схеми дават възможност да се добие представа за дебелината и структурата на пясъчно-глинестия комплекс, което от своя страна дава основание да се очертаят определени перспективи за петролния и газов потенциал на разглежданата територия и да се идентифицират зони в нея за разгръщане на проучвателни и проучвателни работи.

Сред приоритетните обекти на работа по газ и нефт очевидно е необходимо да се включат предимно зоните, прилежащи към устието на реката. Вилюй от изток, север и югозапад (издуване, подобно на подуване на Вилюй). В този район е открито голямо находище на газ и са подготвени редица местни издигания за дълбоки сондажи. Други подобни обекти трябва да бъдат зони, покриващи някои части от страните на депресиите Lunkhinskaya (южна), Lindinskaya (североизточна) и Kempendyai (североизточна), където дълбочината на долните юрски скали (Ust-Газоносният хоризонт Vilyui) е сравнително малък и като правило не надвишава 3000 m, а досега сеизмичните проучвания са идентифицирали само едно структурно усложнение в южния фланг на Лунхинската депресия. Други области все още не са проучени чрез сеизмични проучвания.

Очевидно структурите от Долна Юра също ще представляват очевиден интерес за проучване, въпреки че се срещат на дълбочини над 4000 м, но при благоприятни геоложки условия в тях могат да бъдат открити големи находища на газ и евентуално нефт.

Сериозна задача е също така да се изяснят перспективите за съдържанието на нефт и газ в кредните находища, които са широко разпространени в синюклиза на Вилюй и във Верхоянското корито. Малката дълбочина на тези находища дава възможност да се предположи, че тяхното проучване и разработване ще бъдат най-икономичните.

ЛИТЕРАТУРА

1. Василиев В.Г., Карасев И.П., Кравченко Е.В. Основните насоки на търсене и проучване на нефт и газ в рамките на сибирската платформа. Геология на петрола, 1957, No1.

2. Бархатов Г.В., Василиев В.Г., Кобеляцки И.А., Тихомиров Ю.Л., Чепиков К.Р., Черски Н.В. Перспективи за съдържание на нефт и газ и проблеми за търсене на нефт и газ в Якутската АССР, Гостоптехиздат, 1958.

3. Николаевски А.А. Основните характеристики на дълбоката структура на източната част на Сибирската платформа. Въпроси за геоложката структура и съдържанието на нефт и газ в Якутската АССР, сборник статии. статии, Gostoptekhizdat, 1958.

4. Николаевски А.А. Основните резултати и задачи на геофизичните проучвания в централната част на Якутия. Въпроси за съдържанието на нефт и газ в Сибир, сборник статии. статии, Gostoptekhizdat, 1959.

5. Николаевски А.А. Характеристики на плътността на геоложкия разрез на източната част на Сибирската платформа. Приложна геофизика, кн. 23, 1959.

6. Пушчаровски Ю.М. За тектоничната структура на Verkhoyansk foredeep. Изд. Академия на науките на СССР, сер. геолог., No 5, 1955 г.

7. Чумаков Н.И. Тектоника на югозападната част на Вилюйската депресия, DAN, т. 115, № 3, 1957 г.

8. Шацки Н.С. Структурни връзки на платформата със сгънати геосинклинални области. Изв. Академия на науките на СССР, сер. геолог., No 5, 1947 г.

Якутска геоложка администрация

Фигура: един. Схемата на релефа на повърхността на юрските находища (съставена от М. И. Дорман и А. А. Николаевски въз основа на материалите за дълбоки сондажи, сеизмични проучвания и геоложки проучвания).

1 - голи юрски и по-стари скали; 2- линии с еднаква дълбочина на покрива на юрските скали; 3 - антиклинални гънки, разкрити при сеизмични проучвания: Неджелинская (1), Бадаран (2), Нижне-Вилюйская (3), Таас-Тумусская (4), Олойская (6), Бергейнская (7), Кобическа (10); геоложки проучвания: Собо-Хаинская (5), Сангарская (8); 4 - дислокации на Кемпендяй; 5 - референтни и проучвателни кладенци, които излагат върха на юрските скали Вдлъбнатини: A - Lindenskaya, B - Bappagayskaya, D - Lunkhinskaya, D - Kelenskaya. Издигания: E - Китчански перваз на мезозойската база; B - Vilyui подуване подобно на издигане.

Фигура: 2 . Схема на релефа на повърхността на кембрийските отлагания (съставена от А. А. Николаевски),

1 - стратоизохипс на повърхността на кембрийските отлагания (маркировка в км); 2 - граница на излизанията на кембрийските отлагания; 3 - сини отлагания, включени в сгънати структури; 4 - североизточна граница на сибирската платформа; 5 - ротационни кладенци: 1 - Жиганская, 2 - Бахинайская, 3 - Вилюйская, 4 - Китчанская, 5 - Усть-Вилюйская, 6 - Сангарская, 7 - Бергейская, 8 - Намская, 9 - Якутская, 10 - Уст-Майская, 11 - Амгинская, 12 - Чурапчинская, 13 - Хатангская, 14 - Джибарики-Хая, 16 - Делгейская; 6- Области, в които се предполага, че отлаганията на камбрий липсват или дебелината им е значително намалена. Вдлъбнатини: A - Линденская, B-Лунхинская, V- Мархинская, D - Кемпендяйская (камбрийска), G - издигане Suntarskoe.

• Специалност VAK RF25.00.12
• Брой страници 336

ВЪВЕДЕНИЕ

Глава 1. ГЕОЛОГИЧНА СТРУКТУРА И НЕФТОВ И ГАЗОВ ПОТЕНЦИАЛ НА ТЕРИТОРИЯТА.

1.1. Характеристики на седиментната покривна част.

1.2. Тектоника и история на геоложкото развитие.

1.2.1. Басейн с утаечни скали Лена-Вшуйски (OPB).

1.2.2. Източносибирски ОПБ.

1.3. Съдържание на нефт и газ.

1.4. Проучване на територията по геоложки и геофизични методи и състоянието на фонда от обещаващи петролни и газови структури в Вилуй НТО.

Глава 2. ТЕХНИКО-МЕТОДИЧНИ И ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧНИ АСПЕКТИ НА ИЗСЛЕДВАНЕТО.

2.1. Използване на базата данни и технологична среда на съвременна географска информационна система за решаване на възложените задачи

2.2. Геоложки и геофизични модели на обекти и територии.

2.2.1. Разломно - блокова тектоника.

2.2.1.1. Район Atyakhskaya в депресията Kempeidyay.

2.2.1.2. Район Хатинг-Юряхская в Лунгинско-Келинската депресия.

2.2.2. Структурни модели.

2.2.2.1. Депозити Средневилюйское и Толонское.

2.2.2.2 Мега-шахта Khapchagai и прилежащите територии.

2.2.3. Изследване на характеристиките на растежа на мега-шахтата Хапчагай и контролираните от нея издигания.

2.2.4. Клъстерни модели на находищата на мега-шахти Хапчагай

2.2.5. Размах на спектралната дълбочина.

Глава 3. ТЕКТОННА ПРИРОДА НА ВИЛУЙСКИЯ СИНЕКЛИЗ, СТРУКТУРИ

ФОНДАЦИЯ И СЕДИМЕНТАЛЕН СЛУЧАЙ.

3.1 Релефът на ерозионно-тектонската повърхност на мазето.

3.1.1. Геоложки характер на гравитационно-магнитните аномалии и MTS кривите при картографиране на релефа на кристалното мазе.

3.1.2. Сравнение и анализ на някои често срещани схеми и релефни карти на кристалното мазе.

3.1.3. Характеристики на релефа, установен по време на изследването

3.2. Тектонична природа на ппликативните антиклинални структури на синеклизата на Vilyui.

3.2.1. Положителни структури от 1-ви ред (мегазвезда Khapchagai и Loglor).

3.2.2. Локални пликативни структури.

3.3. Рифтинг в геоложката история на синеклиза на Вилюй и петролния и газов басейн на Лена-Вилюй.

Глава 4. ТЕКТОННО АКТИВИРАНЕ НА СИСТЕМИТЕ ЗА НЕИЗПРАВНОСТИ ПРИ ФОРМИРАНЕТО НА СЕДИМЕНТАРНИ СКОРЕНИ БАСЕЙНИ НА ГРАНИЧНАТА ДЕПРЕСИЯ НА ИЗТОКА НА СИБИРСКАТА ПЛАТФОРМА.

4.1. Проблемни въпроси за взаимовръзката между разломите в тектоносферата и еволюцията на седиментно-седиментните басейни.

4.2. Изследване на особеностите на пространствено-азимуталното разпределение на дълбоки разломни системи.

4.3. Активиране на разломна тектоника и нейното влияние върху съотношението на структурни планове и утаяване на комплекси от различни възрасти в седиментно-скални басейни.

Глава 5. ПРОГНОЗНИ ОЦЕНКИ НА ОТКРИВАНЕТО НА НОВИ НЕЗАЛОЖНИ РАЗПОРЕДБИ НА

ТЕРИТОРИЯ НА НПО VILUI.

5.1. Находища от горния палеозойско-мезозойски структурен комплекс.

5.1.1. Перспективи за откриване на нови находища, базирани на ГИС технологии.

5.1.2. Геоложки и математически прогнози на резервати, нови находища и въглеводородни полета на територията на мегашафта Хапчагай.

5.2. Находища на рифейско-долнопалеозойския структурен комплекс

5.3. Оценка на прогнозни резултати въз основа на идентифицираните модели на разположение на въглеводородните находища.

Препоръчителен списък на дисертациите

• Тектоника на предюрския фундамент на Западносибирската плоча във връзка със съдържанието на нефт и газ в палеозойските и триасово-юрските находища 1984 г., доктор по геоложки и минералогични науки Жерауд, Олег Генрихович

• Геотектонично развитие на Pechora-Kolvinsky аулакоген и сравнителна оценка на перспективите за петролния и газов потенциал на неговите структурни елементи 1999, кандидат на геологичните и минералогичните науки Мотузов, Сергей Иванович

• Основата на източната част на източноевропейската платформа и нейното влияние върху структурата и съдържанието на нефт и газ в седиментната покривка 2002 г., доктор на геолого-минералогичните науки Постников, Александър Василиевич

• Тектоника, еволюция и съдържание на нефт и газ в седиментните басейни на европейския север на Русия 2000 г., доктор на геолого-минералогичните науки Малишев, Николай Александрович

• Тектоника на разлома на кристалното основа в източната част на Волго-Камската антиклиза и връзката му със структурата на седиментните пластове: Според геоложки и геофизични методи 2002 г., доктор на геолого-минералогичните науки Степанов, Владимир Павлович

Въведение в дисертация (част от резюмето) по темата "Структури и нефтено и газово съдържание на синеклиза на Вилюй и прилежащата част на Предверхоянския предглубин"

Уместност. Представената за защита работа е посветена на изследването на територията на синеклиза Вилюй и централната част на Предверхоянското корито, която е част от системата на маргиналните зони на изток от Сибирската платформа. В синеклизата на Вилюй има едноименен нефтогазоносен район (Вилюйски нефтогазоносен район), в който от 1967 г. се извършва търговско производство на газ от полета, открити през 60-те години в горните палеозойско-мезозойски седименти . Въпреки дългата история на геоложките и геофизичните проучвания (районът е обхванат от MOS сеизмични проучвания, гравитационни и магнитометрични изследвания, MTS измервания и отчасти аерокосмически наблюдения), редица геоложки проблеми в този регион все още не са проучени достатъчно. Перспективите за откриване на нови находища тук, които са изключително важни за попълване и разширяване на ресурсната база, също остават неясни.

Създаването на мощни регионални комплекси за производство на нефт и газ в Източен Сибир е най-важният проблем на руската икономика. Само въз основа на собствената си енергийна база е възможно да се развият огромните минерални ресурси в региона. Актуалността на работата се крие във факта, че откриването на нови находища на въглеводороди в стария нефт и газ, носещи Vilyui OGO, където производството на газ е в основата на газовата промишленост на Република Саха (Якутия), и фондът на подготвените обещаващите структури е изчерпана, изисква по-задълбочено проучване на геоложката структура и развитието на този голям регион въз основа на анализа на геофизичните данни, натрупани за 40-годишен период и резултатите от дълбокото сондиране, използвайки съвременни методи за обработка на многоизмерна информация и геоинформационни технологии.

Целта и задачите на изследването. Идентифициране на закономерностите в местоположението на находищата на въглеводороди и установяване на характера на контролиращите ги геоложки структури на територията на синеклизата на Вилюй и прилежащата централна част на Предверхоянското корито въз основа на проучването на основните структурообразуващи и контролиращи фактори (структурни елементи на нефтени и газоносни басейни в изследваната зона) на релефа на кристалното мазе, разломните структури и рифтовите системи.

За постигане на изследователската цел бяха поставени следните задачи: 1. Да се \u200b\u200bадаптира съвременната геоинформационна технология PARK (прогноза, анализ, разпознаване, картографиране) за формулиране и изпълнение на геоложки и нефтогазови задачи за търсене; да се разработи методологичен подход към тяхното решение, съчетаващ създаването на цифрови модели на различни елементи от геоложката структура с неограничените възможности за формално - логически анализ и картографиране, предоставени от тази технология.

2. За изясняване на релефа на кристалното мазе.

3. Идентифицирайте генезиса на мегашафтите Khapchagai и Malykai-Loglor, които контролират основните зони на натрупване на нефт и газ в петролната и газоносната зона на Vilyui, както и свързаната с тях тектонична природа на синеклизата на Vilyui и класификационните характеристики на басейна с нефт и газ в района на изследване. 4. Да се \u200b\u200bустановят закономерностите на активиране на различни възрастови системи на разломи с различна пространствена ориентация и тяхното влияние върху формирането на структурни планове на пластови комплекси от различни възрастови седиментно-скални басейни.

5. Да се \u200b\u200bизследват условията и факторите, които определят съдържанието на нефт и газ в седиментно-скалните басейни от различни възрасти, да се получат нови данни за прогнозиране на търсенето на нови находища и полета с въглеводороди на територията на Вилюйския ОГО и да се разкрият геоложките модели на тяхното местоположение.

Фактически материал и методи за изследване

Дисертацията се основава на авторските материали, получени в хода на многогодишни геоложки и геофизични изследвания - проучване и проучване на първите находища на мегашафта Хапчагай и последващо проучване на територията на Западна Якутия чрез методи на структурната геофизика. В тези произведения авторът участва като геофизик (1963-1979), а след това и като главен геофизик на тръста Якутскгеофизика (1980-1990). Дисертацията използва резултатите от научни изследвания и тематични разработки, извършени под ръководството на автора, в рамките на републиканската научно-техническа програма „Нефтено-газов комплекс на Република Саха (Якутия)“ (1992-1993 г.); „Изясняване на структурния план на мега-шахта Khapchagai и идентифициране на конструкции за създаване на дълбоки сондажи въз основа на интегрирана обработка на данни“ (1995-1998); „Геоложки и геофизични модели на 2-ри структурен етаж на централната и източната част на Вилюйското нефтено и газово находище и перспективите за техния петролен и газов потенциал“ (2000-2001). Дисертацията включва и резултатите от договорна изследователска работа (под ръководството на автора) с Държавния комитет по геология и недропользование на PC (Y), Yakutskgeo-Physics JSC и компанията Sakhaneftegaz на теми: „Внедряване на компютър технологии за решаване на проблеми за прогнозиране на перспективите за петрол и газ -зонозност на Вилюйската ОГО "(1995-1997); „Прогнозна оценка на потенциално газоносните райони на нефтеното и газово находище Вилюй въз основа на съвременни техники и технологии“ (1999

2000); „Изследване на особеностите на местоположението на натрупванията на въглеводороди в петролните и газовите райони на Западна Якутия“ (2001-2002).

Основните изследователски методи бяха: комплексна обработка на картографска геоложка и геофизична информация с помощта на компютърна ГИС - PARK технология и геофизични програми; геоложки и математически прогнози; геоложко и геофизично моделиране на потенциални полета; статистически, дисперсионни, факторни, корелационни и клъстерни анализи на многомерна информация.

Защитени разпоредби

1. В релефа на кристалното мазе на синуклиза на Вилюй е изолиран разширеният мегаблок Ygyatta-Linden, разделящ мегаблоковете Aldan и Anabar на Сибирската платформа и Лунхинско-Келинската депресия, които определят значителни дълбочини на сутерена (15- 20 км) в централната му част.

2 Образуването на мега-шахтите Хапчагай и Маликай-Логлорски, които контролират основните зони на натрупване на нефт и газ във Вилюйския ОГО, е свързано с инверсията на Вилюйския палеорифт (среднопалеозойска регенерация) през / долната (Кредова\u003e епоха .

3. В пределните депресии на изток от Сибирската платформа се проявява различно възрастово активиране на предварително положени системи от разломи от различни посоки и поколения и свързаната с тях азимутална преориентация на структурни планове на седиментни комплекси от различни възрастови седиментно-скални басейни , чиито процеси са синхронни и насочени в геоложко време.

4. Закономерностите в местоположението на находищата на въглеводороди и перспективите за откриване на нови находища в Вилюй ОГО се определят от пространствено-времевата връзка на благоприятни зони за генериране и натрупване на въглеводороди с континентални рифтови зони (аулакогени); допълнителни перспективи на тази територия са свързани с хорстови структури, причинени от контрастираща тектоника на блокови разломи в рифейско-среднопалеозойските седименти.

Научна новост на изследванията. За първи път за цялата територия на синеклиза Вилюй и централната част на Предверхоянското корито беше извършен цялостен анализ на геоложки и геофизични материали, използвайки съвременни методи за обработка на многоизмерна информация и геоинформационни технологии. Научната новост на резултатите е следната:

Получени са принципно нови данни за релефа на кристалното сутеренство - естеството и дълбочината на отделните му блокове и структури, които правят значителни корекции на съществуващите представи за тектонската природа и геоложката структура на изследваната зона;

Разкрити са особеностите на образуването на хапчагайските и маликайско-логлорските мегали, както и синеклизата на Вилюй като цяло, свързана с инверсия в палеорифтните зони (аулакогени); беше установено, че етапите на развитие на нефтено-газовия басейн на Вилюй са генетично и синхронно във времето свързани с етапите на активиране на вилюйския палеорифт от среднопалеозойската регенерация

Характерът на активирането на тектониката на дълбоките разломи и нейното влияние върху корелацията на структурните планове на различни възрастови структурно-формационни комплекси от нефтени и газови басейни, което свързва тектоничните процеси на активиране и утаяване в един процес на еволюция на седиментно-скалните басейни , обяснява етапите на тяхното развитие и е свързано с онтогенезата на въглеводородите;

За утаечно-скалния басейн на Лена-Вилюй е показана взаимовръзката на пространственото положение на благоприятните зони за натрупване на въглеводороди с континентални рифтови зони (аулакогени), пресичащи ръба на платформата на басейна, а за подлежащия рифско-долнопалеозойски басейн - възможността за съществуването на контрастираща тектоника на блокове на дефекти; някои от хорстовите структури, причинени от него, могат да бъдат достъпни за сондажи във вътрешните райони на нефтеното и газовото находище Вилюй, което значително увеличава перспективите за този структурен комплекс, чийто нефтен и газов потенциал е доказан в съседни територии.

По отношение на сумата от защитените разпоредби беше потвърдена гледната точка, че въз основа на генетичното единство основните елементи на утайно-скалните басейни на Земята са: рифтови системи, вътре - и междурефтни блокове; разломи от различно естество, както и формите на сутеренния палеорелеф, които определят макроструктурата на седиментната покривка и онтогенезата на въглеводородите [D.A. Астафиев, 2000]. Допълнение към тази гледна точка, на базата на проведените проучвания, е специалната роля на активираните системи за повреда (включително рифтови системи) и процеса на тяхното активиране в развитието на OPB.

Практическата стойност на работата:

Структурни регионални строежи са извършени на територията на Вилюйското нефтено и газово находище съгласно няколко геоложки ориентира, разположени в близост до продуктивните хоризонти, които представляват основата за текущо и дългосрочно планиране на геоложкото проучване на нефт и газ;

Изградена е прогнозна карта на местоположението на райони и райони, обещаващи откриването на находища на газови кондензати и находища в горните палеозойско-мезозойски седименти на Вилюйския ОГО;

Изяснени са прогнозните запаси от газ на мегашафтовите находища Хапчагай, установена е голяма вероятност за съществуване на неоткрито находище с прогнозни запаси на газ от около 75-90 милиарда кубически метра, а вероятното му местоположение е локализирано близо до основното развито Средневилюйское поле;

На територията на синеклизата на Вилюй в рифейско-долнопалеозойските седименти са идентифицирани нови потенциално перспективни видове търсещи обекти - хорстови структури и са обосновани препоръки за приоритетно проучване на горните издигания Хатинг - Юрях и Атях, във връзка с високите перспективи за откриване на големи находища в тях;

Методологични техники за идентифициране на тектоника с ниска амплитуда са разработени въз основа на анализ на структурни карти, изградени от сондажни данни;

Разработена е техниката на спектрална дълбочина на кривите на каросерията (PS и AK), предназначена да изследва цикличността на утаяването и корелацията на дълбоките секции на кладенци.

Апробация на работа. Основните разпоредби и отделни раздели на дисертацията бяха обсъдени и представени на: научно-практическата конференция „Проблеми на методите за търсене, проучване и разработване на петролни и газови находища в Якутия“ (Якутск, 1983), общосъюзната среща “ Сейсмостратиграфски проучвания в търсенето на нефт и газ "(Чимкент, 1986), юбилейната конференция, посветена на 40-годишнината на Института по геоложки науки СО РАН (Якутск, 1997), регионалната конференция на геолозите на Сибир и Руския Далечен Изток (Томск, септември 2000 г.), Всеруската юбилейна конференция на геолозите (Санкт Петербург, октомври 2000 г.), Всеруската XXXIV тектонична среща (Москва, януари 2001 г.), V-та международна конференция „Нови идеи в геонауките "(Москва, април 2001 г.), V-та международна конференция" Нови идеи в геологията и геохимията на нефт и газ "(Москва, май-юни 2001 г.), съвместният научен съвет на Академията на науките на ПК (Y ) за науката за земята (1996, 1998, 1999), NTS на държавната петролна и газова компания Sakhaneftegaz (1994, 2001), N TS на Министерството на промишлеността PC (Y) (1996), STC на Държавния комитет по геология и недропользование (2001), научни конференции на Геологоразведочния факултет на университета (1986, 1988, 2000), разширено заседание на катедрата по геофизика на Държавния геоложки фонд на ЮСУ (2001).

Практическите резултати от работата бяха разгледани в НТИ на Министерството на промишлеността (Протокол № 17-240 от 30 декември 1996 г.), Саханефтегаз (Протокол НТР № 159 от 28 декември 2000 г.) и Държавния комитет по геология на република Саха (Якутия) (протокол STC № 159 от 28.12.2000 г.) и препоръчани за изпълнение. По темата на дисертацията са публикувани 32 научни публикации.

Авторът благодари на професорите А.В. Бубнов, пр.н.е. Имаева, В.Ю. Фридовски, Е.С. Якупова; г. г. - м. Науки К.И. Микуленко и д-р. Пр.н.е. Ситников за критични забележки и изразени пожелания на междинния етап от подготовката на произведението, което авторът се опита да вземе предвид, както и да. Науки А.М. Шаров за помощта му при обработката на материалите и изготвянето на тезата. Специални благодарности на академик от Република Саха (Якутия), професор, д.ик.н. Науки А.Ф. Сафронов за ползотворни консултации по време на работата по дисертацията.

Подобни дисертации по специалността "Геология, търсене и проучване на изкопаеми горива", 25.00.12 код ВАК

• Геоложка структура, особености на местоположението и перспективи за откриването на петролни и газови натрупвания в синеклиза Дахомей-Нигерия 1998 г., кандидат за геоложки и минералогични науки Кочофа, Анисет Габриел

• Континентален рифтинг на северната част на Източноевропейската платформа в неогея: геология, история на развитието, сравнителен анализ 2013 г., доктор на геолого-минералогичните науки Балуев, Александър Сергеевич

• Геоложка структура и петролен и газов потенциал на утаечната покривка на долната конголеска депресия: Република Ангола 1999, кандидат на геоложките и минералогичните науки Байона Хосе Мавунгу

• Тектоника и природни резервоари на дълбоко потопени утайки от мезозоя и палеозоя на Централен и Източен Кавказ и Кавказ във връзка с перспективите за петролен и газов потенциал 2006 г., доктор на геолого-минералогичните науки Вобликов, Борис Георгиевич

• Историята на образуването на газоносни пластове в източната част на синюклиза на Вилюй и съседните райони на Верхоянското корито 2001 г., кандидат на геоложки и минералогични науки Рукович, Александър Владимирович

Заключение на тезата по темата "Геология, търсене и проучване на горими полезни изкопаеми", Берзин, Анатолий Георгиевич

Резултати от изследване на прирастите на AFt с помощта на критерия на Родионов F (r02) и оценка на обема на естествената популация N

AF; V (r02) Резултати от изследвания

0,007 0,008 ~ A AFn \u003d 0,0135, N \u003d 70; Н0 при N \u003d 70, «\u003d 16 се отхвърля,

0,034 0,040 AFn \u003d 0,041, N \u003d 23; Но е прието, защото % в (при N \u003d 23;

0,049 0,050 4,76 "\u003d 16) \u003d 2,31<^=3,84

0,058 0,059 11,9 Границата е невярна, тъй като V (MS, Ms + 1) \u003d 3.8< %т = 3,84

В резултат на изследването на функцията на разпределение на резервите Fn (Qm) (таблици 5.1.5 и 5.1.6) е получена оценка на обема на естествената популация по формулата: \u003d (3)

AF, следващ съотношение (1). l 1-0,041 jV \u003d - ^ ^ l \u003d 23 газови находища. 0,041

За целите на взаимния контрол се използват още две формули за оценка на обема на естествената популация N. В първия от тях резултатът N се изчислява по формулата:

N \u003d M (/) 0 + 1) -1, (4), намерено от израза на математическото очакване

M (/) \u003d n +1, който е първият начален момент на функцията за разпределение на вероятностите:

Cn, (5) където I са целочислени стойности, съответстващи на нарастванията AF, (1 \u003d 1) 2 AF (I \u003d 2), (N-n + l) AF (I \u003d N-n + l).

Във втория случай обемът на естественото население се изчислява по формулата

N - --1. (6) nx, получени въз основа на (5).

Използването на формули (4) и (6) доведе до следните резултати: N \u003d 22, N \u003d 25 Изследвания с използване на разпределение (5) и тест на Пиърсън [J. С. Дейвис,

1 \u003d 1 M (I7), където / - може да приеме стойностите 1, 2,., N - n +1; rij е действителният брой членове на подмножествата Mt, установен въз основа на изследването на AFi последователността, използвайки критериите за разпределение на Родионов (5); M (nj) е очакването на броя на членовете Mt, изчислено по формулата M (rij) \u003d P (I) "n, където n е размерът на извадката, а вероятността P (1) се изчислява по формула (5 ) показан:

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 P \u003d 16 ад. /\u003e (/) n,

1 0,64 10,24 11 0,056

2 0,24 3,84 4 0,006

И при трите разгледани варианта стойностите на xw са по-малки от табличните 3,84, с ниво на значимост 0,05 и една степен на свобода. Това означава, че всички те не противоречат на нулевата хипотеза.

H0: P (I; n, N) \u003d P (I-n, N), (8) с алтернатива

Hx \\ P (I \\ n, N) * P (I \\ n, N) (9) и може да бъде прието. Най-малките, но същите стойности на% s \u003d 0,062 се характеризират с оценките N \u003d 23 и N \u003d 25. N-25 обаче показва най-голяма близост между проучените резерви и тези, изчислени от намереното уравнение, както се вижда от стойността на коефициента на корелация r \u003d 0,9969 (за N-22 - r - 0,9952; N \u003d 23 - r \u003d l

0,9965). При N \u003d 25, сред прогнозираните има четири стойности на резервите, които са по-близки до тези, изключени от извадката, в сравнение с резултатите от прогнозата за две други

Л. И той към оценките (N \u003d 22 и N \u003d 23). Въз основа на гореизложеното, за оценка на обема на естественото население N се взема N \u003d 25.

Разполагайки с функцията за разпределение на вероятностите Fn (Qm) и знания за формата на описващата функция F (x), можем да изградим разпределението на първоначалната естествена популация Fn (Qm). За това се изчисляват mN - -, след това ^ N и ym и

D 7? iV +1 ^ е уравнението + 6, (10) за случая с използването му като описваща функция на логаритарното разпределение)

Според намереното уравнение (10) се изчисляват всички стойности на Q \\, Q2i ----\u003e Qft Прогнозираните запаси в неоткрити находища на нефт или газ се определят, като се изключат N стойности на запасите от проучени находища от получените N стойности.

Таблица 5.1.7 показва резултатите от оценката на прогнозираните и потенциалните резерви на природния комплекс Хапчагай.

При изчисляване на стойностите на резервите се използва уравнението \u003d 0,7083 ^ + 3,6854, (11)

Коефициент на корелация: r \u003d 0,9969.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Откриването на нови находища на въглеводороди в синеклиза на Вилюй, добивът на газ в който е в основата на газовата промишленост на Република Саха (Якутия), е от голямо национално икономическо значение както за тази република, така и за целия Далечен изток на Русия. Решаването на този проблем изисква по-нататъшно задълбочено проучване на геоложката структура и развитието на този голям регион, който съставлява петролния и газов регион Вилюй, включително чрез анализ на геоложки и геофизични данни, натрупани за 40-годишен период, използвайки съвременни методи за обработка на многомерна информация и геоинформационни технологии. Най-спешно е идентифицирането на закономерности в местоположението на въглеводородните находища и установяването на характера на геоложките структури, които ги контролират, въз основа на проучването на основните структурообразуващи фактори: релефа на кристалното мазе, разломните структури и рифтовите системи .

Комплексният анализ на геоложки и геофизични материали, извършен за първи път на територията на синеклизата на Вилюй и прилежащата част на Предверхоянското корито, използвайки горния методологичен подход, даде възможност за изясняване на съществуващите и обосноваване на нови идеи за геоложката структура, геоложко развитие и петролен и газов потенциал на голям регион

1. В релефа на кристалното мазе на синеклиза на Вилюй, разширената мега-дефлекция на Ygyattinsky-Lindensky разделя Aldan и Anabar me-gablocks на Сибирската платформа и Лунгхинско-Kelinsky депресия, които имат подобна тектонична природа и дълбочина на мазе до 20 км.

Въз основа на геофизични материали бяха получени нови данни за релефа на кристалното мазе, естеството и дълбочината на поява на отделните му блокове и структури. Принципно нов и важен структурен елемент, идентифициран според тези конструкции, е обширният и удължен Ygyatta-Linden megadef с аномална дълбочина на залягане (повече от 20 км), който е линейно удължен в североизточната посока, в която е липовият басейн е обединен от мазето с депресията Ygyattinskaya. Преди това дълбочината на залягане тук се изчислява на не повече от 12-14 км. Планираните позиции на едноименните мегадепресии и депресии на горнопалеозойско-мезозойските находища са изместени и техните регионални удари се различават значително.

2. Тектоничният характер на мегашафтите Хапчагай и Маликай-Логлор, които контролират основните зони на натрупване на нефт и газ във Вилюйския ОГО, е свързан с инверсията на вилюйския среднопалеозойско-мезозойски палеорифт. Синеклизата на Vilyui е структура от късна креда.

Показано е, че образуването на мега-шахтите Хапчагай и Маликай-Логлорски, характеристиките на тектоничната структура на които идентифицират положението на мегафолада Йгяттинско-Линденски и депресията Лунгха-Келински като положение на зоните на изкопаеми рифтове (аулакогени) , се дължи на проявата на последния етап от развитието на регенерираната палеориферна система, нейната регенерирана палеориферна система. Времето на инверсията, главно аптианска, дава основание да се разглежда синуклизата на Вилюи като структура от късния крейд и да се разглеждат епохите от нейното развитие, предшестващи това време, като етап на затихване на палеорифтната система. Тектоничната дейност на вилюйския палеорифт е тясно свързана с развитието на сгънатата област Верхоянск и има съвместен (едновременен или с малка промяна във времето) конюгиран кинематичен характер и тектоничен режим на движение.

Предполага се, че петролно-газовият басейн Лена-Вилюй съгласно съвременната класификация на Б.А. Соколов трябва да бъде отнесен към басейните на платформено-маргиналния подтип на класа насложени синеклизи и депресии.

3. В пределните вдлъбнатини в източната част на Сибирската платформа, различно възрастово активиране на предварително положени системи от разломи от различни посоки и поколения и свързаното с тях азимутално преориентиране на структурни планове на комплекси от находища на различни възрастови седиментно-скални басейни проявява. Процесите са синхронни и насочени в геоложко време.

Извършените проучвания за първи път установиха съществуването на взаимосвързани процеси на активиране на дълбоки разломи и преориентиране на структурни планове на структурно-формационни комплекси от седиментно-скални басейни от различна възраст, свързващи тектоничното активиране и утаяване в един процес на еволюция на OPB. Направени са изводи за доминиращото влияние на консидиментативно-активните (басейнообразуващи) разломи върху процесите на утаяване и етапите на развитие на седиментно-скалните басейни и онтогенезата на въглеводородите. Предполага се, че активирането може да бъде причинено от планетен механизъм и от процесите, протичащи в протерозойско-фанерозойския период в зоните на артикулация на сибирския континент с други континентални блокове.

4. Моделите на местоположение и перспективите за откриване на нови находища в Вилюйския петролен и газов регион се определят от пространствената връзка на благоприятни зони за генериране и натрупване на въглеводороди с континентални рифтови зони (аулакогени); допълнителни перспективи на тази територия са свързани с хорстови структури, причинени от контрастираща тектоника на блокови разломи в рифейско-среднопалеозойските седименти

Показано е, че тектонофизичната обстановка в периода след юра в рамките на Vilyui OGO на ОПБ Лена-Vilyui се характеризира с сближаването на зоните за генериране на въглеводороди в него със зоните на подлежащия басейнов комплекс и тяхното припокриване в дълбоката Ygyatta- Lindenskaya и Lungkha-Kelinskaya депресии (avlakogens). В контурите на припокриващите се зони бяха създадени благоприятни условия за образуване на отлагания върху издиганията на мегашафти Хапчагай и Маликай-Логлорски и други структури поради преобладаващата вертикална миграция, включително от утайките на рифско-долния палеозой OPB. Перспективите за откриване на нови находища тук се потвърждават от изграждането на прогнозни карти, базирани на анализ на многоизмерна информация с помощта на географски информационни системи и геоложки и математически прогнози.

В резултат на изследването се потвърди гледната точка на някои изследователи, че основните елементи на басейните на седиментните скали на Земята са: рифтови системи, вътре - и междурефтни блокове; разломи от различно естество, както и формите на сутеренния палеорелеф, които определят макроструктурата на седиментната покривка и онтогенезата на въглеводородите. Допълнение към тази гледна точка, на базата на проведените проучвания, е специалната роля на активираните системи за повреда (включително рифтови системи) и процеса на тяхното активиране в развитието на OPB.

Практическата стойност на дипломната работа се определя от резултатите от изследванията, проведени с практическо приложение. Изградена е прогнозна карта на местоположението на региони и райони, обещаващи откриването на находища на газови кондензати и находища в горните палеозойско-мезозойски седименти на Вилюйския ОГО. Изяснени са прогнозните запаси от газ на мегашафтовите находища Хапчагай, установена е голяма вероятност за съществуване на все още неоткрито находище с прогнозни запаси на газ от около 75-90 милиарда кубически метра и вероятното му местоположение в близост до разработените Средневилюйското поле е локализирано. Обосновани са препоръките за приоритетно проучване на издиганията на хатинг - юрях и атяхски хорст в рифеево - долнопалеозойските седименти във връзка с високите перспективи за откриване на големи находища в тях. Извършени са регионални структурни конструкции за няколко геоложки репери, разположени в близост до производствените хоризонти, които представляват основата за текущо и дългосрочно планиране на търсенето и проучването на нефт и газ. Методологични техники за идентифициране на тектоника с ниска амплитуда, базирани на анализ на структурни карти, изградени от сондажни данни и метод за спектрално дълбочинно сканиране на данни от геофизични проучвания в кладенци, предназначени да изследват цикличността на утаяването и корелацията на дълбоките участъци на кладенците, имат са разработени.

Тези резултати бяха разгледани в Научно-техническия съвет на Министерството на промишлеността на PC (Y), Държавния комитет по геология на PC (Y), компанията Sakhaneftegaz и тръста Yakutskgeofiziki и се препоръчват за изпълнение.

Списък на литературата за дисертационни изследвания доктор по геоложки и минералогични науки, Берзин, Анатолий Георгиевич, 2002 г.

1. Андреев Б. А., Клушин. I.G. Геоложка интерпретация на гравитационните аномалии. -Л.: Недра, 1965.-495 с.

2. Алексеев Ф.Н. Теорията за натрупване и прогнозиране на минерални запаси. Томск: Издателство на кн. не-това. 1996.-172 с.

3. Алексеев Ф.Н., Берзин А.Г., Ростовцев В.Н. Прогнозна оценка на перспективите за откриване на газови находища в природния агрегат Хапчагай // Бюлетин на Руската академия по естествени науки, кн. 3, Кемерово: Издателство на Западносибирския клон, 2000. -С. 25-36.

4. Алексеев Ф.Н., Ростовцев В.Н., Паровинчак Ю.М. Нови възможности за подобряване на ефективността на геоложкото проучване на нефт и газ. Томск: Издателство на Томск Унта, 1997.88 с.

5. Алперович И.М., Бубнов В.П., Варламов Д.А. и др. Ефективността на магнито-телуричните методи за електрическо проучване при изследване на геоложката структура на перспективните територии на нефт и газ на СССР /. Рецензия, изд. VIEMS, 1997.

6. Артюшков Е.В. Физическа тектоника. М., Наука, 1993. С. -453.

7. Астафиев Д.А. Природа и основни структурни елементи на земните седиментни басейни. // Тези на V-та международна конференция „Нови идеи в науките за земята.“ - М.:, 2001. -СЪС. 3.

8. Бабаян Г.Д. Тектоника и съдържание на нефт и газ в синеклиза на Вилюй и прилежащите райони въз основа на геофизични и геоложки данни. - Новосибирск: Наука, 1973.144 с.

9. Бабаян Г.Д. Сутеренна структура на източната част на Сибирската платформа и нейното отражение в седиментната покривка / Тектоника на Сибир. Т.III. М., Наука, 1970. Стр. 68-79.

10. Бабаян Г.Д. Кратко описание и основни разпоредби за геоложка интерпретация на магнитни и гравитационни аномалии / Геоложки резултати от геофизични изследвания в Якутската АССР. Иркутск, 1972. Стр. 17-27.

11. Бабаян Г.Д., Дорман М.И., Дорман Б.Л., Ляхова М.Е., Оксман С.С. Закономерности на разпределение на физичните свойства на скалите // Геологически резултати от геофизични изследвания в Якутска АССР. Иркутск, 1972. П. 5-16.

12. Бабаян Г.Д., Мокшанцев К.Б., Уаров В.Ф. Кората на източната част на сибирската платформа. Новосибирск, Наука, 1978.

13. Бабаян Г.Д. Тектоника и съдържание на нефт и газ в синеклиза на Вилюй и прилежащите райони въз основа на геофизични и геоложки данни. Новосибирск: Наука, 1973.- стр. 144 стр.

14. Баженова О. К. Бурлин Ю. К. Соколов Б. А. Хаин Б. Е. Геология и геохимия на петрола и газа. -М.: Московски държавен университет, 2000.- С. 3-380.

15. Бакин В.Е., Микуленко К.И., Ситников Б.К. и др. Типизиране на петролни и газови басейни в североизточната част на СССР // Седиментни басейни и съдържание на нефт и газ. Докл. сови. геолози на 28-ата сесия на интерн. геол. Конгрес. Вашингтон, юли 1989. М., 1989.-S. 54-61.

16. Бакин В.Е. Закономерности на разпределението на газовите находища в мезозойските и пермските находища на Вилюйската синеклиза: Автореферат. дисертация, канд. геолого-минерални, науки. -Новосибирск: 1979. S. 3-20.

17. Бакин В.Е., Матвеев В.Д., Микуленко К.И. и др. За методологията на регионалното проучване и оценка на нефтения и газов потенциал на маргиналните зони на Сибирската платформа В книгата: Литология и геохимия на седиментните пластове от Западна Якутия. Новосибирск: Наука, 1975, с. 26-45.

18. Березкин В.М. Прилагане на гравитационно проучване за търсене на нефтени и газови находища. -М.: Недра, 1973.

19. Берзин А.Г. Някои аспекти на използването на принципите на сеизмостратиграфията при проучване на нефт и газ в Якутия // Сейсмостратиграфски изследвания при търсене на находища на нефт и газ, - Алма-Ата: Наука, 1988. - с. 196-203.

20. Берзин А.Г., Мурзов А.И., Поспеева Н.В. За възможността за прогнозиране на карбонатни резервоари според сеизмични данни // Геофизични изследвания в Якутия, - Якутск: YSU, 1992.-P.9-15.

21. Берзин А.Г., Зубайров Ф.Б., Мурзов А.И. и др. Изследване на цикличността на седиментацията въз основа на акустична каросерия на кладенци // Стратиграфия и тектоника на минералите в Якутия.- Якутск: YSU, 1992. P.89-95.

22. Берзин А.Г., Зубайров Ф.Б., Шабалин В.П. и др. Прогнозиране на продуктивното поле на полето Талакан, използвайки комплекс от геоложки и геофизични данни. // Геофизични изследвания в Якутия.- Якутск: YSU, 1992.-P.15-23.

23. Берзин А.Г., Зубайров Ф.Б. Установяване на цикличността на утаяването според данните за регистриране на кладенци // Геофизични изследвания при изследване на геоложката структура на съдържанието на нефт и газ в сибирските региони. - Новосибирск: SNIIGGiMS, 1992. -S.89-95.

24. Берзин А.Г. Геоложки и геофизични модели на газовото кондензатно находище Средневилюй // Uchenye zapiski YSU. Поредица: Геология, география, биология // 60 години висше образование на Република Саха (Якутия) .- Якутск: YSU, 1994. С. 63-75.

25. Berzin AG, Sharova AM et al. По въпроса за тектониката на разломите в района Atyakhskaya. // Геофизични изследвания в Якутия, - Якутск: ЯСУ, 1995. - с. 140-149.

26. Берзин А.Г., Бубнов А.В. и др. Изясняване на структурните аспекти на геоложкия модел на газокондензатното поле Средневилюй // Геология и полезни минерали на Якутия. Якутск: ЯСУ, 1995. - С. 163-169.

27. Берзин А.Г., Берзин С.А. и др. По въпроса за идентифицирането на структурата на Атяхская в депресията Кемпендяй според геофизични данни // Проблеми на геологията и минното дело на Якутия.-Якутск: YSU, 1997, -S.47-51.

28. Берзин А.Г., Шарова А.М., Берзин С.А. и др. По въпроса за обосноваването на разположението на дълбоките кладенци в структурата Atyakh в депресията Kempendyai //

29. Геоложка структура и минерали на Република Саха (Y) // Материали на конференцията. Якутск: YANTS SO RAN, 1997. - С. 3-4.

30. Берзин А.Г., Бубнов А.В., Берзин С.А. По проблема за възобновяването на търсенето в петролния и газов сектор Вилюй // Наука и образование. Якутск: YANTS SO RAN, 1998. - с. 50-55.

31. Берзин А.Г., Шарова А.М. Перспективи за проучване на нефт и газ в гравитационната аномалия Хатинг-Юрях // Геологическа структура и минерали на Република Саха (Я). Якутск: YSU, 1999. - S.

32. Берзин А.Г., Бубнов А.В., Алексеев Ф.Н. Перспективи за откриване на нови газокондензатни находища в нефтено-газовото находище Вилюй в Якутия // Геология на петрола и газа. 2000. -No.5 - С. 6-11.

33. Берзин А.Г., Ситников Б.К., Бубнов А.В. Геоложки и геофизични аспекти на дълбоката структура на синеклиза на Вилюй // Геофизика. - 2000. No 5. - С. 49-54.

34. Берзин А.Г. Някои характеристики на структурата на находищата на мегашафта Хапчагай въз основа на резултатите от анализа на многомерната информация // Геофизични изследвания в Якутия. Якутск: YSU, 2000. - S. 140-144.

35. Берзин А.Г. Тектонична природа на мегалитите на Хапчагай и Маликай-Логлорски от синеклиза Вилюй на Якутия // Материали на регионалната конференция на геолозите на Сибир и Далечния изток. - Томск: 2000. - v.1. - С.93-95.

36. А3. Берзин А.Г. Нови данни за структурата и съдържанието на газ в геоложкия регион Вилюй Якутия // Материали на Всеруския конгрес на геолозите и научно-практическата геоложка конференция. Санкт Петербург: 2000. -С. 126.

37. Берзин А.Г. Тектоника на разлома на синеклиза на Вилюй и нефтения и газов потенциал // Наука и образование. Якутск: YANTs SO RAN, 2001. - No 4. - С. 28-32.

38. Берзин А.Г. Тектоника на разлома на синеклизата на Vilyui във връзка със съдържанието на нефт и газ // Тектоника на общите и регионалните въпроси на Neogeo // Материали на XXXIV-ро тектоничната среща. - М.: Геос, 2001. - С. 47-50.

39. Berzin AG Нови данни за структурата и съдържанието на газ в геоложкия регион Vilyui в Якутия // Известия на Goskomgeologii, - Якутск: YSC SB RAS, 2001. No 1. - P. 7-9.

40. Берзин А.Г. Особености на тектониката на седиментно-скалните басейни в източната част на Сибирската платформа // Нови идеи в науките за земята // Тези на V-та международна конференция - Москва: Московски държавен университет, 2001, стр. 207.

41. Берзин А.Г. Еволюция на петролни и газови басейни и тектоника на разломите в източната част на сибирската платформа // Нови идеи в геологията и геохимията на петрола и газа // Доклади от V-та международна конференция. - М.: Московски държавен университет, 2001, т. 1 с. 53-55.

42. Бърк К. Еволюция на континенталните рифтови системи в светлината на тектониката на плочите. Vkn.: Континентални разломи.-М.: Мир, 1981, с. 183-187.

43. Бердичевски М.Н., Яковлев И.А. Нови методи на телурични течения // Проучване и опазване на подпочвите, - 1963. - No 3. - Pp. 32-37.

44. Бобров А. К., Соломон А. З., Гудков А. А., Лопатин С. С. Нови данни за геологията и съдържанието на нефт и газ в седлото Ботуоба // Нови данни за геологията и нефтения и газов потенциал на Якутската АССР. -Якутск, 1974 г. Стр. 22-40.

45. Брод И.О. Основи на учението за петролните и газовите басейни. - М.: Недра. 1964 г.

46. \u200b\u200bБулина Л.В., Спижарски Т.Н. Хетерогенност на мазето на Сибирската платформа.

47. Тектоника на Сибир. Новосибирск: Наука, 1970. - т. 3. - С. 54-61.

48. Булгакова М.Д., Колодезников И.И. Среднопалеозойски рифтинг на север

49. Източно от СССР; утаяване и вулканизъм. -М.; Science, 1990.-256s.

50. Васоевич Н.Б., Геодекян А.А., Зоркин Л.М. Утаечни басейни, съдържащи нефт и газ // Изкопаеми горива: Проблеми на геологията и геохимията на петрола. Москва: Наука, 1972. - С. 14-24.

51. Васоевич Н.Б. За понятието и термина "седиментни басейни" // Бул. Москва относно теб природата. Дълбочина. геол. 1979. - Т.54, бр. 4. - С. 114-118.

52. Васоевич Н.Б., Архипов А.Я., Бурлин Ю.К. и др. Нефтеният и газов басейн е основният елемент на петролното и геоложко райониране на големи територии // Вести. Московски държавен университет. Сер. 4. Геология. 1970. - No5. - С. 13-24.

53. Васоевич Н.Б., Соколов Б.А., Мазор Ю.Р. и други проблеми на тектониката на петролните и газоносните райони на Сибир. Тюмен: ЗапСибНИГНИ, 1977. - С. 95-106. (Tr. ZapSibNIGNI, брой 125).

54. Weinberg M.K, Soloschak M.M. Ефективността на използването на директни проучвания за находища на нефт и газ в Западна Якутия // Геоложки и икономически аспекти на развитието на петролните и газовите ресурси в Якутия. Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1988. - С. 17-25.

55. Висоцки И. В. Вертикално зониране при образуването и разпределението на въглеводородните натрупвания. В книгата: Генезис на нефт и газ. - М.: Недра, 1967 г. - С. 201-208.

56. Вялков В.Н., Берзин А.Г. и др. Начини за подобряване на обработката и интерпретацията на геофизични изследвания с помощта на компютър // Проблеми на методите за проучване за проучване и разработване на нефтени и газови находища в Якутия.- Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1983.-С.34- 37.

57. Л. В. Вите, М. М. Одинцов. Закономерности на образуването на кристалното фундамент // Геотектоника, 1973, бр.

58. Вихерт А.В. Механизмът на образуване на сгъване и неговата морфология // Тектоника на Сибир, том X.I.-Новосибирск: Наука, Сибирски клон, 1983. стр. 46-50.

59. В.П.Гаврилов. Обща и регионална геотектоника. М.: Недра, 1986, - С.-184.

60. Гарбар Д.И. Две концепции за ротационния произход на регматичната мрежа // Геотектоника.-1987.- No 1.- P.107-108.

61. Гафаров Р.А. Сравнителна тектоника на мазето и видове магнитни полета на древни платформи. М.: Наука. -1976.

62. В. В. Гайдук. Вилюйска среднопалеозойска рифтова система. -Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1988.128 с.

63. Географска информационна система PARK (ръководство на потребителя). Част 5. Анализ и интерпретация на данните, - М.: Ланеко, 1999. -81 с.

64. Географска информационна система PARK (Версия 6.01) Ръководство на потребителя. -М.: Ланеко, 2000. -98с.

65. Геоложки тела (справочник - М.: Недра, 1986.

66. Геология на СССР. Т. 18. Западна част на Якутската АССР. 4.1: Геоложко описание. Книга. 1 -М.: Наука, 1970.-S 535

67. Геология и полезни изкопаеми на Якутия. Якутск: BNTI YAF SO AN SSSR, 1978. S 28-30.

68. Геология на петрола и газа на сибирската платформа / Изд. А.Е. Конторович, пр.н.е. Сурков, А.А. Трофимук М.: Недра, 1981, - 552 с.

69. Гзовски М.В. Основи на тектонофизиката), Москва: Наука, 1975.

70. Дълбока структура и тектоника на сутерена на Сибирската платформа / Е.Е. Фотиади, М.П. Гришин, В.И. Лотишев, пр.н.е. Сурков. В книгата: Тектоника на Сибир. - Новосибирск: Наука, 1980, - т. VIII. - С. 31-36.

71. В. И. Голдшмит. Регионални геофизични изследвания и метод за техния количествен анализ), Москва: Недра, 1979.

72. Горнщайн Д.К., Гудков А.А., Косолапов А.И. и др. Основните етапи на геоложкото развитие и перспективите за петролния и газов потенциал на Якутската АССР М.: Издателство на Академията на науките на СССР, 1963 г. 240 стр.

73. Горнщайн Д.К., Мокшанцев К.Б., Петров А.Ф. Разломи в източната част на Сибирската платформа // Разломная тектоника на територията на Якутската АССР. Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1976. - S 10-63.

74. Гринберг Г.А., Гусев Г.С., Мокшанцев К.Б. Тектоника на образуването на земната кора и минералите на района Верхоянск-Чукотка .- в кн. Тектоника на територията на СССР и разпространението на минерали. Москва: Наука. - 1979.

75. Гришин М.П., \u200b\u200bПятницки В.К., Ремпел Г.Г. Тектонична регионализация и релеф на сутерена на сибирската платформа според геоложки и геофизични данни // Тектоника на Сибир. М.: Наука, 1970 - Т. 3, - С. 47-54.

76. А. А. Гудков. Тектоника на седиментната покривка на синеклизата на Вилюй и прилежащите райони на Предверхоянското корито. - В книгата: Тектоника, стратиграфия и литология на седиментни образувания в Якутия. Якутск: Книга. издателство, 1968.- С. 32-41.

77. Гусев Г.С., Петров А.Ф., Протопопов Ю.Х. и др. Структура и еволюция на земната кора в Якутия. Москва: Наука, 1985. - 248 с.

78. Разделяемост на земната кора и палеострес в сеизмично активни и нефтогазови райони на Земята / T.P. Белоусов, С.Ф. Куртасов, Ш.А. Мухамедиев. - М.: RAS, OINFZ im. Шмит, 1997.

79. J. Wen. Класификация и клъстер на Raizin (преведено от английски) .- Москва: Мир, 1980. -385 с.

80. J. S. Davis. Статистически анализ на данните в геологията (преведено от английски). -М.: Недра. 1990. Т. 2-426s.

81. Долицки А. Формиране и преструктуриране на тектонски структури М.: Недра, 1985.-216 с.

82. Дорман М.И., Дорман Б.Л. Структурата на напречния мезозойски басейн на Вилюй. В книгата: Геоложки резултати от геофизични изследвания в

83. Якут ASSR. Иркутск: Книга. издателство, 1972. S. 28 - 40.

84. Dorman M.I., Dorman B.L., Matveev V.D., Sitnikov B.C. Нови данни за геоложката структура и нефтения и газов потенциал на синеклизата на Вилюй. -В книгата: Търсене и проучване на нефтени и газови находища в Якутската АССР. -Якутск: 1976, - С. 88-102.

85. Жданов М.С., Шрайбман В.И. Корелационен метод за разделяне на геофизични аномалии, Москва: Недра, 1973.

86. В. В. Забалуев. и др. За тектоничната структура на синеклизата на Вилюй. L.: Tr. ВНИГРИ, 1966.-Бр. 249.

87. В. В. Забалуев. Геология и съдържание на нефт и газ в седиментните басейни в Източен Сибир. L.: Недра, 1980. - 200 с.

88. Историята на образуването на нефт и газ и натрупването на нефт и газ в източната част на Сибирската платформа // Соколов Б.А., Сафронов А.Ф., Трофимук А.А. и др. М.: Наука, 1986, 164 с.

89. Карта на тектонично зониране на сутерена на сибирската платформа / Редактори М.П. Гришин, пр.н.е. Сурков.-Новосибирск: Недра, 1979.

90. Катерфелд Г. Н. Планетарно разбиване и линеаменти // Геоморфология.-1984, - No 3. - С.3-15.

91. Клемм Д.Х. Геотермални градиенти, топлинни потоци и съдържание на нефт и газ. - В книгата: Нефт и газ потенциал и глобална тектоника / Per, от английски. изд. S.P. Максимова. М.: Недра, 1978. С. 176 - 208.

92. Клушин С.В. Изследване на цикличността на утаяване по динамични параметри на органично вещество // Приложни въпроси за цикличността на утаяване и съдържание на нефт и газ. / Изд. Академик А.А. Трофимука. Новосибирск: Наука, 1987.

93. Knoring JI.D. Математически методи при изучаване на механизма на образуване на тектонските разрушения.- Ленинград: Недра, 1969.-88 с.

94. В. Н. Кобранова. Физически свойства на скалите. М.: 1962. - S 326-329.

95. Интегриране на методи за проучване на геофизиката (справочник по геофизика) / Под. изд. В.В. Brodovoy, A.A. Никитин, - М.: Недра, 1984.-384 с.

96. Конторович А.Е. Историческа прогноза за количествена оценка на нефтения и газов потенциал // Основни проблеми на геологията и геофизиката на Сибир. -Новосибирск: 1977. S. 46-57. (Tr-SNII1 GiMS, брой 250).

97. Конторович А. Е., Меленевски М. С., Трофимук А. А. Принципи на класификация на седиментните басейни (във връзка с тяхното съдържание на нефт и газ) // Geol. и геофизика, 1979. -No.2.-C. 3-12.

98. Палеотектоника и генезис на петрола / Р. Б. Сейфул-Мулюков. М.: Недра, 1979. С. 3202

99. Видове континентални граници и зони на преход от континенти към океана // Изв. Академия на науките на СССР. Сер. Геол.-1979.- N3.- С.5-18.110. AI Konyukhov

100. Косигин Ю.А. Тектоника), Москва: Недра, 1988, 434 с.

101. Кропоткин П.Н. За произхода на сгъването // Бул. Москва около-ва на тестерите на природата. Дълбочина. геол. 1950. Т. XXV, бр. 5. - С. 3-29.

102. Кунин Н. Я. Интегриране на геофизичните методи в геоложките изследвания. М.: Недра, 1972 г. - стр. 270.

103. Левашев К.К. Среднопалеозойска рифтова система в източната част на Сибирската платформа // Съветска геология. 1975. - No 10. - С. 49 -58.

104. А. А. Логачев, В. П. Захаров. Магнитно проучване. -Л.: Недра, 1979.-351 с.

105. Ляхова М.Е. Гравиметрична карта на Якутск ASSR M-b 1: 500 000 (обяснителна бележка). -Якутск: Фондове на ЯЦУ, 1974.

106. Магнитотелерично озвучаване на хоризонтално нехомогенни среди / М.Н. Бердичевски, В.И. Дмитриев, И.А. Яковлев и др. Изв. Академия на науките на СССР. Сер. Физика на Земята. - 1973.- No 1.-S. 80-91.

107. В. В. Марченко, Н. В. Межеловски. Компютърна прогноза на находища на полезни изкопаеми. М.: NedraD 990.-374 с.

108. Масайтис В.П., Михайлов М.В., Селиванова Т.Л. Вулканизъм и тектоника на Патомско-Вилюйския среднопалеозойски аулакоген. Известия на VSEGEI. Ново сер., 1975, бр. 4.

109. Математически методи за анализ на цикличността в геологията. -М.: Наука, 1984

110. Матвеев В.Д., Шабалин В.П. Условия за образуване на находища на въглеводороди в източната част на синеклиза на Вилюй. - В книгата: Геология и нефт и газов потенциал на Сибирската платформа, - Новосибирск: Наука, 1981, - С.106-112.

111. Матвеев В.Д., Микуленко К.И., Ситников Б.К. и др. Нови идеи за структурата на петролните и газоносните територии на Западна Якутия // Тектоника и нефтогазовото съдържание на Якутия. Якутск: YANTS SO AN SSSR, 1989. - стр. 4-17.

112. Математически методи за анализ на цикличността в геологията. Москва: Наука, 1984

113. Мегакомплекси и дълбока структура на земната кора от петролни и газови провинции на Сибирската платформа / М.П. Гришин, пр.н.е. Староселцев, пр.н.е. Сурков и др. М.: Недра, 1987.-203 с.

114. Мелников Н.В., Асташкин В.А., Килина Л.И., Шишкин Б.Б. Палеогеография на Сибирската платформа в ранния кембрий. // Палеогеография на фанерозоя на Сибир. -Новосибирск: SNIIGGiMS, 1989. S. 10-17.

115. Мегакомплекси и дълбока структура на земната кора в петролните и газовите провинции на Сибирската платформа / Изд. Пр.н.е. Сурков. Москва: Недра, 1987.-204 с.

117. Migursky A.V., Staroseltsev B.C. Дизюнктивна тектоника и съдържание на нефт и газ // Материали на регионалната конференция на геолозите на Сибир и Далечния изток: Резюмета. доклад Томск: 2000. -Т.1. S. 166-168.

118. Микуленко К. И., Аксиненко Н. И., Хмелевски В. Б. История на формирането на структури на маргинални депресии на Сибирската платформа // Tr. SNIIGGiMS.-Новосибирск, 1980. Бр. 284. - С. 105-115.

119. Микуленко К.И. Сравнителна тектоника на мезозойските депресии на Сибир // Тектоника на нефтени и газови находища на Сибирската платформа. Новосибирск: 1. SNIIGGiMS, 1983. S. 5-22.

120. Микуленко К.И. Тектоника на седиментната покривка на пределните вдлъбнатини на сибирската платформа (във връзка със съдържанието на нефт и газ) // Tr. IGiG SB AS СССР. Новосибирск: Наука, 1983. - Бр. 532, - S.89-104.

121. Микуленко К.И., Ситников Б.Ц., Тимиршин К.В., Булгакова М.Д. Еволюция на структурата и условията на образуване на нефт и газ от седиментни басейни в Якутия. Якутск: YANTS SO RAN, 1995.-P.168.

122. Милановски Е.Е. Рифтни зони на континентите. Москва: Недра, 1976 г. - 227 с.

123. Милановски Е.Е. Рифтови зони от геоложкото минало и еволюцията на рифтинга в историята на Земята. // Ролята на рифтинга в геоложката история на Земята. -Новосибирск: Наука, 1977. С. 5-11.

124. Милановски Е.Е. Рифтинг в историята на Земята (рифтинг на древни платформи). Москва: Недра, 1983. - 280 с.

125. Москвитин И.Е., Ситников Б.К., Протопопов Ю.Х. Структура, развитие и съдържание на нефт и газ в издигането на Сунтарск // Тектоника и съдържание на нефт и газ в Якутия. -Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1989. - С. 59-67.

126. Мокшанцев К.Б., Горнщайн Д.К., Гусев Г.С. и др. Тектоника на Якутия. -Новосибирск: Наука, 1975.196 с.

127. Мокшанцев К.Б., Горнщайн Д.К., Гусев Г.С., Денгин Е.В., Щтек Г.И. Тектонска структура на Якутската АССР. Москва: Наука, 1964.240 с.

128. Нейман В. Б. Въпроси за методологията на палеотектоничния анализ в условията на платформата. - М.: Gosgёoltekhizdat, 1962.-P.85.

129. Никитин А.А. Теоретични основи на геофизичната обработка на информацията. М., Недра, 1986.

130. Николаевски А.А. Дълбока структура на източната част на сибирската платформа и нейното рамкиране. - М.: Наука, 1968. - 183 с.

131. Основни въпроси на геотектониката. / Белоусов В.В. М., Госгеолтехиздат, 1962. S.-609.

132. Основи на геологията на СССР / Смирнова М.Н. - М.: Висше училище, 1984, С. 108-109.

133. Парфенов Ж.Т.М. Континентални ръбове и островни дъги на мезозоидите от североизтока на СССР. - Новосибирск: Наука, 1984.-192 с.

134. Парфенов Ж.И.М. Тектонична еволюция на земната кора в Якутия // Наука и образование, № 1, 1997. С.36-41.

135. Пасуманский И.М. Сутеренна структура на източната част на сибирската платформа въз основа на анализа на геоложки и геофизични материали. Дис. за работа. uch. Изкуство. в. g-m. n. Л. 1970.

136. Peive A.V. Общи характеристики на класификацията и пространственото разположение на дълбоките разломи. Основни видове неизправности. Изв. Академия на науките на СССР, сер. Геол., 1056, № 1, стр. 90-106.

137. Peive A.V. Принципът на наследяване в тектониката // Изв. Академия на науките на Украинската ССР. Сер. геол. -1956.- No 6.- S. 11-19.

138. В. И. Поспеев. Резултати от регионални магнитотелурични изследвания в южната част на Сибирската платформа // Геофизични изследвания на Сибирската платформа.- Иркутск: 1977. С. 58-66.

139. Прогноза за нефтени и газови находища / А.Е. Конторович, Е. Фотиади, В.И. Demin et al. -M.: Nedra, 1981.-350 с.

140. Диригенти Л.Я. За тектоничната структура на сутерена на Алданския щит в светлината на геоложката интерпретация на широкомащабни данни за аеромагнитни изследвания // Tektonika Yakutia. М., Наука, 1975.

141. Л.Я. Основата на платформените региони на Сибир. Новосибирск: Наука, 1975.

142. Протопопов Ю.Х. Тектонични комплекси на платформеното покритие на синеклиза Вилюй, - Якутск: YANTs SO RAN, 1993. -45с.

143. Протопопов Ю.Х. Съотношението на покривните структури на Vilyui hemisyneclise (във връзка със съдържанието на нефт и газ) // Геология и геохимия на петрола и газа и въгледобивните райони на Якутия, - Якутск: YaF SO AN SSSR, 1987. С.37- 43.

144. Пушчаровски Ю.М. Verkhoyansk Foredeep и мезозоиди от Североизточна Азия / / Тектоника на СССР, - M.: Издателство на Академията на науките на СССР, 1960 T. 5, - P. 236.

145. Пятницки В.К., Ремпел Г.Г. Релеф на повърхността на кристалното мазе на сибирската платформа // Dokl. Академия на науките на СССР 1967. - Т. 172, - No 5.

146. В.К.Пятницки Релефът на сутерена и структурата на покрива на Сибирската платформа // Геология и геофизика. - 1975, - No 9. С. 89-99.

147. Тектоника на разлома на територията на Якутската АССР / Изд. К.Б. Мокшанцев. -Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1976 г. - 173 с.

148. Ранната история на Земята. М., Мир, 1980.

149. Ровиннин Л.И., Семенович В.В., Трофимук А.А. Карта на тектонично зониране на Сибирската платформа в мащаб 1: 2500000. Новосибирск: SNIIGGiMS, 1976.

150. Ровнин JI.I, Семенович В.В., Трофимук А.А. Структурна карта на сибирската платформа по повърхността на кристалното мазе в мащаб 1: 2500000. Новосибирск, изд. SNIIGGiMS, 1976.

151. Д. А. Родионов. Статистически методи за разграничаване на геоложки обекти по набор от признаци. М.: Недра, 1998. - №2

152. Савински К.А. Дълбока структура на сибирската платформа според геофизичните данни. Москва: Недра, 1972.

153. Савински К.А. Основата на сибирската платформа // Солна тектоника на сибирската платформа. Новосибирск: Наука, 1973, с. 5-13.

154. Савински К.А., Савинская М.С., Яковлев И.А. Изследване на заровената повърхност на сутерена на сибирската платформа според данните от сложни геофизични изследвания. // Tr. Москва в-това масло. и газ. абитуриентски, 1980

155. Савински К.А., Волхонин Б.К. и други геоложки структури на петролните и газови провинции в източен Сибир според геофизичните данни. Москва: Недра, 1983.184 с.

156. Савински К. А. и др. Геоложка структура на провинциите с нефт и газ в Източен Сибир според геофизичните данни. -М; Недра, 1983.

157. Сафронов А.Ф. Геология и съдържание на нефт и газ в северната част на Предверхоянското корито. Новосибирск: Наука, 1974. - 111 с.

158. Сафронов А.Ф. Исторически и генетичен анализ на процесите на нефто- и газообразуване Якутск: ЯНЦ СБ РАН, 1992, - С. 137.

159. Сафронов А.Ф. Геология на нефт и газ. -Якутск: YANTS SO RAN, 2000.-163 с.

160. Сереженков В.Г., Берзин А.Г. Подобряване на методите на полево сеизмично проучване за нефт и газ в Якутия // Проблеми на методите за проучване за проучване и разработване на нефтени и газови находища в Якутия, - Якутск: YAF SO AN СССР, 1983.-P.27.

161. Ситников Б.К., Берзин А.Г. Основните етапи от формирането и развитието на структурната геофизика за нефт и газ в Якутия // Геофизични изследвания в Якутия. -Якутск: YSU, 2001.- S. 121-129.

162. Ю. Л. Сластенов Геоложко развитие на синеклизата на Вилюй и коритото на Предверхоянск в късния палеозой и мезозой // Минералогия, тектоника и стратиграфия на сгънатите райони на Якутия. Якутск: YSU, 1984. -S. 107-116.

163. Ю. Л. Сластенов Стратиграфия на мезозойските находища на Вилюйската синеклиза и Предверхоянското корито поради тяхното съдържание на нефт и газ. Дисертация, док. геол.-минерал, науки. - Санкт Петербург: 1994, - 380 с.

164. Речник по геология на нефт и газ. JL: Недра, 1988

165. Съвременна геодинамика и нефт и газ потенциал / В.А. Сидоров, М.В. Багдасарова, С.В. Атанасиян и други - М.: Наука, 1989, - 200с.

166. Соколов Б.А. Еволюция и съдържание на нефт и газ в седиментните басейни. - Москва: Наука, 1980. - 225 с.

167. Соколов Б.С. Еволюционно-динамични критерии за оценка на съдържанието на нефт и газ в недрата. Москва: Недра, 1985. - 168 с.

168. Сорохтин О.Г. Глобална еволюция на Земята. М., Наука, 1974.

169. Структурна карта на сибирската платформа на повърхността на кристалното мазе (мащаб 1: 2500000) / гл. редактори Ровнин Л.И., Семенович В.В., Трофимук А.А. Новосибирск: 1976.

170. Блок-схема на Западна Якутия на повърхността на кристалното мазе / Гл. изд. В.В. Забалуев. D.: ВНИГРИ, 1976.

171. Структура и еволюция на земната кора в Якутия / Гусев Г.С., Петров А.Ф., Фрадкин Г.С. и други.М.: Наука, 1985. - 247 с.

172. Ступакова А. V. Развитие на басейните на шелфа на Баренцово море и техния нефтен и газов потенциал. Авт. дисертация за док. r-мин. науки. М.: MGU, 2001.-309 с.

173. Тектоника на източната част на Сибирската платформа. : Якутск, 1979. S. 86-98.

174. Тектонична схема на Якутия / М.В. Михайлов, В.Б. Спектор, И.М. Фрумкин. -Новосибирск: Наука, 1979.

175. Тектоника на Якутия / К.Б. Мокшанцев, Д.К. Горнщайн, Г.С. Гусев и др. -Новосибирск: Наука, 1975.200 стр.

176. К. В. Тимиршин Разрушителни смущения на северния склон на алданската антиклиза // Тектоника и нефтено и газово съдържание на Якутия. Якутск: YANTS SO AN SSSR, 1989. - S. 108117.

177. Трофимук А.А., Семенович В.В. Структурна карта на повърхността на кристалното мазе на сибирската платформа. Новосибирск: SNIIGGiMS, 1973.

178. Tyapkin K.F., Nivelyuk T.T. Изследване на разломни структури по геоложки и геофизични методи. Москва: Недра, 1982, 239 с.

179. Тяпкин К.Ф. Физика на Земята.- Кшв: Наукова думка, 1998, - 230 с.

180. Тяпкин К.Ф. Изследване на докембрийската тектоника по геоложки и геофизични методи. -М.: Недра, 1972, -С. 259.

181. Фрадкин Г.С. Геоложка структура и петролен и газов потенциал в западната част на Вилюйския синеклиз. Москва: Наука, 1967, стр. 124.

182. Фрадкин Г.С. По въпроса за тектоничната структура на издигането на Сунтарск // Материали върху геол. и полезно, изкопаемо. Якут ASSR. Якутск: - Бр. Vi. -1961. - С. 71-81.

183. Хаин В.Е., Соколов Б.А. Съвременно състояние и по-нататъшно развитие на доктрината за петролните и газовите басейни. // Съвременни проблеми на геологията и геохимията на полезните изкопаеми. Москва: Наука, 1973.

184. Хаин В.Е. Дълбоки разломи: основни характеристики, класификационни принципи и значение при развитието на земната кора // Изв. университети. Геол. и разузнаване. - 1963 - No3.

185. Хаин В.Е. Обща геотектоника. Москва: Недра, 1973. - 511 с.

186. Хмелевски В. Б. Структурни условия за прогнозиране на не-антиклинални капани в Vilyui hemisyneclise // Тектоника и нефтено и газово съдържание на Якутия. Якутск: YANTS SO AN SSSR, 1989. - С. 155-158.

187. И. И. Чебаненко. За ориентацията на въртящите се тектонични напрежения на територията на Украйна в ранните геоложки периоди // Докл. Академия на науките на Украинската ССР. Сер. Б. -1972. -Не 2. -С. 124-127.

188. Черемисина Е.Н., Митракова О.В. Методически препоръки за решаване на проблеми за прогнозиране на полезни изкопаеми с помощта на GIS INTEGRO.-M.: VNIIgeosystem, 1999, -34s.

189. Шацкий Н.С. За продължителността на сгъване и фазите на сгъване // Изв. Академия на науките на СССР. Сер. геол. 1951.-№ 1.- С. 15-58.

190. Шавлинская Н.В. Нови данни за глобалната мрежа от неизправности на платформи // Dokl. Академия на науките на СССР. 1977. - Т. 237, No 5.-C. 1159-1162.

191. Шпунт Б.Р. Късна докамбрийска вулканогенно-седиментна литогенеза на сибирската платформа, - в книгата: Еволюция на седиментния процес на континентите и океаните. Новосибирск: 1981. S. 83-84.

192. Шпунт Б.Р., Аброскин Д.В., Протопопов Ю.Х. Етапи на формиране на земната кора и докамбрийски рифтинг в североизточната част на Сибирската платформа // Тектоника на Сибир. Т. XI. Новосибирск: Наука, 1982. - С. 117-123.

193. Швец П.А. 1963 г. Листове 51-XI.HP, 52-UP, U111.1 X.

194. Щтек Г.И. В докамбрийското мазе на депресията Вилюй // Материали върху геол. и полезно, изкопаемо. Якут ASSR, бр. XI.- Якутск: 1963.- С. 18-27.

195. Щтек Г.И. Дълбока структура и история на тектонското развитие на Вилюйската депресия. Москва: Наука, 1965. - 124 с.

196. Shutkin A.E., Volkhonin V.S., Kozyrev B.C. Геологически резултати от сеизмични проучвания в синеклиза на Вилюй // Съветска геология, 1978, No 2. С. 142-148.

197. Еволюция на структурата и условията на образуване на нефт и газ от седиментни басейни в Якутия / Микуленко К.И., Ситников В.С., Тимиршин К.В., Булгакова М.Д. Якутск: YSC SB RAS, 1995 - 168 с.

198. Fairhead J.D., Stuart G.W. Сравнението на сеизмичността на източноафриканската ридж система с други континентални r "ifts // континентални и океански разломи.-Вашингтон и Боулдър, 1982 г. - С. 41-6

199. Kasser M., Ruegg J., Lepine J. Съвременни деформации на разлома Assal (Djibutti) след сеизмична вулканична криза от 1978 г. Акад. Sci. Ser.2.1983. Т. 297, N2. С.131-133,135-136.

200. Moody J., Hill M. Тектоника на разлома на гаечен ключ // Bull. Геол. Soc. Амери. 1956, кн. 67, No 9. -P. 1207-1246

201. Morgan P. Топлинен поток в рифтови зони // Континентални и океански рифтове. Вашингтон и Боулдър 1982.-P. 107-122

202. Сандер Р.А. Die Lineamenttectonic und Thre Probleme // Eclog. Геол. Helv. -1938.1. Кн. 31, - 199 с.

203. Wendt K., Moller V., Ritter V. Геодезични измервания на деформации на земната повърхност по време на съвременния рифтов процес в североизточна Исландия // J. Geophs. 1985. Vol.55, N1 P.24-351. Стокова литература

204. А. Г. Берзин, А. И. Мурзов. Методически препоръки за интегрирана интерпретация на геоложки и геофизични материали на компютър. -Якутск: 1990 г., фондове YAGT.

205. Берзин А.Г., Алексеев Ф.Н. и др. Доклад за договорна работа по тема 10/99 „Прогнозна оценка на потенциално газоносните райони на нефтеното и газовото находище Вилюй въз основа на съвременни техники и технологии“. -Якутск: Росгеолфонди, 2001.

206. В. В. Гашкевич. Изследване на структурни усложнения в района на максималния dG на Vilyui. Доклад на партиите 7 / 62-63 и 8 / 62-63.- Якутск: 1964 г.

207. Дорман М.И., Дорман Б.Л. Доклад за резултатите от пилотната производствена партида (Пилотна производствена партида № 10 / 71-72). - Якутск: Росгеолфонди, 1972.

208. Жукова Л.И., Оксман С.С. Доклад за резултатите от гравиметричното изследване в мащаб 1: 50000, Якутск: Росгеолфонди, 1986.

209. В. В. Забалуев, Л. А. Грубов. и др. Изследване на геоложката структура и съдържанието на нефт и газ във Вилюйския синеклиз и Предверхоянското корито и определяне на основните насоки за петрола и газа. -Ленинград: ВНИГРИ, 1975.

210. Мясоедов Н. К. Доклад за резултатите от работата на CDP в района на Атяхская за 1988-1989 г. (Atyakhskaya s / p No 18 / 88-89). -Якутск: Росгеолфонди, 1989.

211. Парфенов М.А., Бубнов А.В. Комплексна обработка на геоложки и геофизични материали и преоценка на запасите от въглеводороди на базовите находища на газовото кондензатно находище Средневилюйское. - Якутск: Росгеолфонди, 1990.

212. М. С. Саминская. Картографиране на тектониката на разломите и изследване на структурата на мезозойските утайки от синеклизата на Вилюй. Доклад на партията 30 / 74-75.- Якутск: 1976.

213. Фафли А.Ф. Доклад за резултатите от сеизмични работи в района на Хапчагай за 1984-1985 г. C / партида 18 / 84-85. -Якутск: Росгеолфонди, 1986.1. РУСКИ VY5LI0TEKAo iOfSY-o -02

Моля, обърнете внимание, че горните научни текстове са публикувани за преглед и получени чрез разпознаване на оригинални текстове на дисертации (OCR). В тази връзка те могат да съдържат грешки, свързани с несъвършенството на алгоритмите за разпознаване. Няма такива грешки в PDF файлове на дисертации и автореферати, които доставяме.

ОСНОВНИ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Vilyui syneclise - втората по големина на сибирската платформа. Разположен е в източната част на платформата и е в непосредствена близост до Предверхоянския преддверието. На север и юг тя е ограничена от склоновете на масива Анабар и Байкало-Алданския щит, а на запад и югозапад постепенно преминава в коритото Ангара-Ленск. Разломи и извивки, подобни на огъване, се ограничават до границите му със съседни структури.

Синеклизата на Vilyui произхожда от мезозоя. Дълбочината му в най-потопената част достига 7 км. В основата му е изпълнен слой от долнопалеозойски и силурски отлагания с обща дебелина най-малко 3 км. Върху тази древна прослойка лежи дебела прослойка от мезозойски, предимно континентални отлагания, чиято дебелина достига 4 км в центъра на синеклизата.

По принцип седиментната покривка на синеклиза е слабо нарушена. В аксиалната му част на югозапад са известни така наречените солени куполи Кемпендяй. Нежни брахиантиклинални гънки се срещат в долното течение на реката. Вилюя.

СТРАТИГРАФИЯ

Докембрийските скали в синеклиза на Вилюй все още не са открити никъде. Концепцията за долния палеозой, както и за силурските отлагания на синеклиза е много ограничена. Засега за техния състав в рамките на синеклиза се съди само по скали от същата възраст, изпъкнали в съседни структури.

Девонските отлагания са отбелязани в зоната на куполите на Кемпендяй. Те условно включват прослойка от червено оцветени алевролити, глини, пясъчници и мергели със запаси от гипс и каменна сол. Общата дебелина на тази прослойка е 600-650 м. В същата област, върху девонските отлагания, има прослойка от бреки, варовици, мергели и глини, също конвенционално взети за пермско-триасови отлагания.

Юрски отлагания на синеклиза на Вилюй представляван и от трите отдела. Те се срещат върху различни скали от палеозоя.

Долната юра започва с континентален слой - конгломерати, камъчета, пясъци, пясъчници и междинни слоеве от кафяви въглища. Горе са морските пясъчно-глинести слоеве.

Средната юра на север и изток от синеклиза е представена от морски отлагания - пясъци и пясъчници с фауната на амонитите и пелециподите, на юг и във вътрешността - от континентални образувания - пясъчници, алевролити и въглищни пластове.

Горната юра на синеклиза е изцяло съставена от континентални въглищни находища - пясъци, пясъчници, глини и въглищни пластове.

Дебелината на отделните пластове на юрските отлагания не е еднаква в различните части на синеклиза. Общата им дебелина варира от 300 до 1600 m.

Кредовата система е представена от долната и горната част. Долната част е свързана чрез постепенни преходи с горната юра. Изразява се чрез въгленосен слой - пясъци, пясъчници, междинни слоеве от глини и пластове от кафяви въглища. Дебелината на отлаганията на този участък в централната част на синеклиза достига 1000 m.

Горната креда също е съставена от кластични скали с растителни остатъци и тънки лещи от въглища. Дебелината на съставящите го скали също е до 1000 m.

От по-младите скали на синеклизата в нейните вододели са развити плиоцен-кватернерните отлагания - глини, глинести почви, пясъци, камъчета. Дебелината на тези отлагания е до 15 м. Алувиалните и други кватернерни отлагания също са широко разпространени.

1

Тези изследвания са извършени от автора въз основа на изучаването на литология, стратиграфия и палеогеография въз основа на резултатите от дълбоко пробиване на кладенци в изследваната зона. Изследването се основава на подробна стратиграфия на мезозойските отлагания на Вилюйската синеклиза и Предверхоянското корито, разработена от такива изследователи като Ю.Л. Сластенов, М.И. Алексеев, Л.В. Batashanova et al. Територията на съвременния Vilyui syneclise и прилежащата част на Предверхоянския корит в Триас представляваше един седиментационен басейн, фациалните условия при които варираха от плитки морски до континентални (алувиална равнина). През триасовия период площта на седиментацията постепенно намалява поради изместването на западните граници на басейна на изток. В ранния триас басейнът на седиментацията е бил предимно плитко море, подобно на залив, което се отваря в района на Верхоянския мегантиклинорий в Палеоверхоянския океан. Този утаечен басейн е запазил формата и размерите, подобни на залива, съществували в късния перм и са наследени през триаса. През средния триас площта на басейна постепенно намалява и границите му се изместват значително на изток. През тези епохи в изследваната зона в условията на плитките морски и крайбрежни равнини се натрупват предимно едрозърнести седименти.

Предверхоянско корито

Vilyui syneclise

колебания на морското равнище

регресия

пясъчник

конгломерат

1. Микуленко К.И., Ситников В.С., Тимиршин К.В., Булгакова М.Д. Еволюция на структурата и условията на образуване на нефт и газ от седиментни басейни в Якутия. - Якутск: Издателство на YSC SB RAS, 1995. - 178 с.

2. Pettyjon F.J. Утаечни скали. - М.: Недра, 1981. - 750 с.

3. Сафронов А.Ф. Исторически и генетичен анализ на процесите на образуване на нефт и газ. - Якутск: Издателство YANTs, 1992. - 146 с.

4. Сластенов Ю.Л. Геоложко развитие на синеклизата на Вилюй и Верхоянското корито в късния палеозой и мезозой // Минерагения, тектоника и стратиграфия на сгънатите райони на Якутия. - Якутск, 1986. - с. 107–115.

5. Сластенов Ю.Л. Стратиграфия на синеклизата на Вилюй и Верхоянското корито във връзка с тяхното съдържание на нефт и газ: авт. дис. ... Доцент доктор. - СПб., 1994. - 32 с.

6. Соколов В.А., Сафронов А.Ф., Трофимук А.А. и други История на образуването на нефт и газ и натрупването на нефт и газ в източната част на Сибирската платформа. - Новосибирск: Наука, 1986. - 166 с.

7. Тучков И.И. Палеогеография и история на развитието на Якутия в късния палеозой и мезозой. - Москва: Наука, 1973. - 205 с.

Синеклизата на Vilyui е най-големият елемент от пределните депресии на Сибирската платформа. Като цяло синеклизата е отрицателна структура с закръглено-триъгълно очертание, направена на повърхността от мезозойски отлагания, отваряща се на изток, към Предверхоянското корито. В съвременен план те формират една голяма депресия. Площта на синеклизата на Вилюй надвишава 320 000 km2, дължината е 625 km, а ширината е 300 km. Границите на синеклиза са условни. Северозападните и южните най-често се изчертават по външния контур на непрекъснатото развитие на юрските отлагания, западната - по рязкото стесняване на полето на тяхното развитие, източната - според промяната в стачката на местните структури от подширен до североизточен. Най-несигурна е границата на синеклиза с коритото на Приверхоянск в междуречието на Лена и Алдан. В северната част граничи с анабарската антиклиза, в южната - с алданската антиклиза. На югозапад се съединява с коритото Ангара-Лена на част от платформата. Източната граница с Предверхоянския предгъбец е най-малко ясно диагностицирана. Синеклизът е съставен от палеозойски, мезозойски и кайнозойски седименти, чиято обща дебелина достига над 12 км. Вилюйската синеклиза се развива най-активно в мезозоя (започвайки от триаса). Разрезът на палеозойските отлагания е представен тук предимно от кембрийски, ордовикски, частично девонски, долнокарбонови и пермски формации. Мезозойските утайки покриват тези скали с ерозия. В структурата на синеклизата по отразяващите сеизмични хоризонти в мезозойските седименти се различават три моноклини: от северозападната страна на синеклиза Khorgochumskaya, на юг Beskuelskaya и на изток Tyukyan-Chybydinskaya.

Синеклизът включва редица вдлъбнатини (Лунхинско-Келинская, Йгятинская, Кемпедяйская, Линденская) и раздуващите ги издигания, разделящи ги (Сунтарское, Хапчагайское, Логлорское и др.). Най-пълно проучени с помощта на геофизични методи и сондажи са издиганията Хапчагай и Сунтарское, както и депресията Кемпедай.

Фигура: 1. Изследователска област. Вижте таблицата за имената на кладенци и естествени изходи.

Основните естествени излизания и кладенци, данните за които са използвани от автора в процеса на работа по статията

	Кладенци и сондажни зони		Открития
	Приленская		междуречието Байбикан-Тукулан
	Северна липа		r. Тенкече
	Среден Тюнг		r. Келтър
	Западен Тюнг		r. Kybyttygas
	Хоромская		руч. Слънчева
	Уст-Тюнгская		r. Елунджен
	Китчанская		r. Lepiske, Mousuchanskaya антиклинала
	Нижне-Вилюйская		r. Lepiske, Kitcha антиклинал
	Южно-Неджелинская		r. Dyanyshka (среден курс)
	Средна-Вилюйская		r. Дянишка (долно течение)
	Бираканская		r. Кюндюдей
	Уст-Мархинская		r. Бегиджан
	Чибидинская		r. Менкере
	Кайлах		r. Undyulung
	Ивановская

Предверхоянското корито е отрицателна структура, в структурата на която участва комплекс от карбонови, пермски, триасови, юрски и кредови депозити. По протежение на сгънатите рамки на Западен Верхоянск коритото в субмеридионалната посока се простира на около 1400 км. Ширината на коритото варира от 40-50 км в южната и северната му част и от 100 до 150 км в централните части. Обикновено Предверхоянското корито е разделено на три части: северната (Lenskaya), централната и южната (Aldan), както и зоните на почти платформата (външно крило) и сгънатите (вътрешно крило) корито. Интересуваме се от централната и южната част на коритото като територии, непосредствено съседни на синеклизата на Вилюй.

Централната част на Предверхоянското корито е разположена между реката. Kyundyudey на север и r. Тумара на юг. Тук деформацията претърпява подобен на коляно завой с постепенна промяна в удара на структурите от субмеридионална към сублатитудална. Вътрешното крило на коритото тук рязко се разширява, образувайки изпъкналост на сгънати структури - издигането Китчанское, разделящо Липната и Лунгинско-Келинската депресии. Ако прегеосинклиналното крило на Предверхоянския корит в централната му част е ограничено доста ясно, тогава външното крило на платформата се слива със синеклизата на Вилюй, границата с която, както беше споменато по-горе, е очертана условно. В рамките на приетите граници североизточните части принадлежат на външното крило на коритото. Наименованите вдлъбнатини в района на устието на реката. Vilyui са разделени от издигането Ust-Vilyui (25 × 15 km, амплитуда 500 m). На югозапад това издигане е отделено от плитка седловина от Хапчагай, а на североизток е отсечено от Китчанския тласък, което ограничава Китчанския издигане в тази област.

В рамките на тази статия ще разгледаме по-подробно особеностите на утаяването през периода на средния триас, което се е случило в рамките на Вилюйския синеклиз и в централните и южните части на Предверхоянското корито като територии, непосредствено съседни на Вилюйския синеклиз ( Фиг. 1).

Толбонското време (анисийско - ладинианска епоха) се характеризира с началото на значителна регресия на морето. На мястото на раннотриасовия морски басейн се образува обширна крайбрежна равнина, в която са се натрупали груби утайки. На територията на синеклизата на Вилюй, в условията на крайбрежната низина, се натрупват предимно фелдшпатово-сиви и олигомично-кварцови пясъчници, с включвания на кварцови и силикатни камъчета и пиритни кристали на средния член на Тулурската свита. Скалите са наслоени, с въглероден слюдест материал върху наслояващите повърхности, обогатени с дисперсна органична материя (както е посочено от междинни слоеве от черни кални камъни и алевролити) и фрагменти от овъглена дървесина. В резултат на намаляване на регионалните основи на ерозия и увеличаване на площта на водосборите, ерозионната и транспортна активност на реките се активизира, натрупаните в близост до бреговете утайки се ерозираха, поради което започна по-грубозърнестият материал за да влезете в басейна. Фрагменти от дървета и растителен детрит са отнесени от територията в близост до континента по време на наводнения и са пренесени от крайбрежни течения (фиг. 2).

Фигура: 2. Палеогеографска схема от времето на Толбон

Легенда за фигура №2.

В предверхоянската част на басейна са натрупани скалите на формациите Толбон и Еселяхюрях. На територията на разпространението на Толбонската свита характерът на утаяването се различава от условията на утаяване в синеклизата на Вилюй. Тук, в условията или на плитък шелф, или на крайбрежна ниско разположена равнина, се е случило натрупване на пясъчно-млечни утайки. В плажни или островни условия на относително разстояние от бреговата линия се образуват пясъчно-чакълести и камъчести лещи. Наличието в скалите на интраформационни конгломерати с плоски камъчета от глинести скали предполага, че по време на по-ниско морско равнище във водната зона са се появили малки острови (остатъци), издатини на делти, които са били разрушени под въздействието на абразия и ерозия и са обслужвани като източник на глинени камъчета и малки камъни, транспортирани в басейна.брежни течения и бури.

Като цяло, ако характеризираме епохата на средния триас, можем да кажем, че регресията на водите на морския басейн, започнала в началото и продължила в средния триас, е повлияла значително на характера на седиментацията. Образуването на анизийските и ладинианските седименти се случва в доста активна хидродинамична среда, което се отразява в широкото разпространение на грубокластични седименти. Гореописаното разнообразие на фации от тези епохи се дължи на ясно изразената плиткост на басейна, което е довело до широкото разширение на делтовите комплекси, както и честите колебания в нивото на морската вода. Всички тези причини допринесоха за драстични промени в условията на утаяване.

Библиографска справка

Рукович А.В. ИСТОРИЯТА НА ФОРМИРАНЕТО НА СРЕДНО-ТРИАСИЧНИТЕ СЕДИМЕНТИ В ИЗТОЧНАТА ЧАСТ НА ВИЛУЙСКИ СИНКЛИЗА И ПРИСЪЕДИНЯВАЩИТЕ РЕГИОНИ НА ТЕРЕНТА ПРЕВЕРХЯН // Напредък в съвременната естествена наука. - 2016. - No 5. - С. 153-157;
URL: http://natural-sciences.ru/ru/article/view?id\u003d35915 (дата на достъп: 01.02.2020 г.). Предлагаме на вашето внимание списанията, публикувани от "Академия по естествени науки"