Вилюйская синеклиза. Успехи современного естествознания Юго западная часть вилюйской синеклизы

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Вилюйская синеклиза - вторая по величине на Сибирской платформе. Она расположена на востоке платформы и примыкает к Пред- верхоянскому краевому прогибу. На севере и юге она ограничена склонами Анабарского массива и Байкало-Алданского щита, а на западе и юго-западе постепенно переходит в Ангаро-Ленский прогиб. К границам ее с прилегающими структурами приурочены разломы и флексурооб- разные перегибы.

Вилюйская синеклиза возникла в мезозое. Глубина ее в наиболее погруженной части достигает 7 км. В основании она выполнена толщей нижнего палеозоя и силурийских отложений общей мощностью не менее 3 км. На этой древней толще лежит мощная толща мезозойских, в основном континентальных, отложений, мощность которых.в центре синеклизы достигает 4 км.

Осадочный покров синеклизы, в общем, нарушен слабо. В ее осевой части на юго-западе известны так называемые Кемпендяйские соляные купола. Пологие брахиантиклинальные складки установлены в нижнем течении р. Вилюя.

СТРАТИГРАФИЯ

Породы докембрия в Вилюйской синеклизе пока нигде не вскрыты. Весьма ограниченно представление о нижнепалеозойских, а также о силурийских отложениях синеклизы. О их составе в пределах синеклизы пока судят лишь по одновозрастным породам, выступающим в прилегающих структурах.

Девонские отложения отмечены в районе Кемпендяйских соляных куполов. К ним условно относят толщу красноцветных алевролитов, глин, песчаников и мергелей со штоками гипса и каменной соли. Общая мощность этой толщи 600-650 м. В том же районе на девонских отложениях залегает толща брекчий, известняков, мергелей и глин, также условно принимаемых за пермско-триасовые отложения.

Юрские отложения Вилюйской синеклизы представлены всеми тремя отделами. Залегают они на различных породах палеозоя.

Нижняя юра начинается континентальной толщей - конгломератами, галечниками, песками, песчаниками и прослоями бурого угля. Выше залегает морская песчано-глинистая толща.

Средняя юра на севере и востоке синеклизы представлена морскими отложениями - песками и песчаниками с фауной аммонитов и пелеципод, на юге и во внутренних частях - континентальными образованиями - песчаниками, алевролитами и пластами угля.

Верхняя юра синеклизы полностью сложена континентальными угленосными отложениями - песками, песчаниками, глинами и пластами угля.

Мощность отдельных толщ юрских отложений в разных частях синеклизы неодинакова. Общая мощность их колеблется от 300 до 1600 м.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами. Нижний отдел связан постепенными переходами с верхней юрой. Выражен он угленосной толщей - песками, песчаниками, прослоями глин и пластами бурого угля. Мощность отложений этого отдела >в центральной части синеклизы достигает 1000 м.

Верхний отдел мела также сложен обломочными породами с растительными остатками и тонкими линзами угля. Мощность слагающих его пород также до 1000 м.

Из более молодых пород синеклизы на водораздельных пространствах ее развиты плиоцен-четвертичные отложения - глины, суглинки, пески, галечники. Мощность этих отложений до 15 м. Распространены также аллювиальные и другие четвертичные отложения.

Новые данные о геологическом строении Вилюйской синеклизы

( По материалам геофизических исследований. )

М.И. ДОРМАН, А. А. НИКОЛАЕВСКИЙ

В настоящее время наибольшие перспективы на востоке Сибири в отношении поисков нефти и газа связываются с Вилюйской синеклизой и Приверхоянским передовым прогибом - крупными структурами восточной окраины Сибирской платформы. Известные нефтегазопроявления в этих районах приурочены в основном к породам нижнеюрского возраста, залегающим здесь на довольно значительных глубинах (3000 м и более).

Задача геологов и геофизиков прежде всего состоит в выделении и разведке площадей с относительно неглубоким залеганием нижнеюрских пород.

Геологическое строение Вилюйской синеклизы и Приверхоянья изучено пока очень слабо. На основании региональных геологических и геофизических исследовании в последние годы было составлено несколько тектонических схем, значительно расширивших представления о строении Сибирской платформы в целом и в особенности ее восточных районов . Последующее развитие геологоразведочных, в особенности геофизических, работ дало новые материалы, позволяющие уточнить тектонику рассматриваемых территорий.

В статье приведены две схемы рельефа геофизически достаточно обоснованных маркирующих поверхностей - юрских отложений () и кембрийских отложений (). Естественно, что рассматриваемые схемы, представляющие первые попытки подобного рода для столь значительной территории, должны расцениваться как сугубо предварительные.

Не претендуя на нечто окончательно установленное, особенно в деталях, мы все же считаем не безынтересным рассмотреть обе схемы подробнее.

Сейсморазведочные наблюдения методом отраженных волн проведены партиями Якутской геофизической экспедиции в бассейне нижнего течения р. Вилюй и рек Лунхи, Сиитте и Берге (Тюгене), а также в междуречье правых притоков Лены - Кобычи (Дъянышки) и Лееписке. На этих территориях регистрируется большое количество отражений по разрезу (до 15-18 горизонтов), что позволяет изучать его в интервале глубин от 400-800 до 3000-4500 м. На большей части исследованных площадей непрерывно прослеживающиеся опорные отражающие горизонты отсутствуют. Поэтому все построения выполнены по условным сейсмическим горизонтам, по которым возможно изучать залегание пород мезозойского комплекса, производя ориентировочную стратиграфическую привязку этих горизонтов по разрезам глубоких скважин.

Хотя наибольший практический интерес представляет изучение структурных форм в нижнеюрской толще, с которой связано промышленное скопление природного газа на Усть-Вилюйской (Таас-Тумусской) площади, однако в связи с большой глубиной залегания этих отложений наиболее надежным оказалось построение схемы поверхности верхнеюрских пород (подошвы мела), залегающих согласно с нижнеюрскими (см. рис. 1).

По результатам геофизических работ намечается ряд структурных отложений, из которых наиболее интересна зона приподнятого залегания юрских пород, намечающаяся против Китчанского выступа мезозойского основания Приверхоянского прогиба и названная нами Вилюйским валообразным поднятием. Ось поднятия протягивается в юго-западном направлении от района устья р. Вилюй к оз. Неджели и, возможно, далее к западу. Протяженность Вилюйского валообразного поднятия предположительно составляет 150-180 км, ширина его превышает 30-35 км, а амплитуда достигает 800-1000 м. Поднятие это имеет асимметричное строение, причем его юго-восточное крыло круче (до 8°), чем северо-западное, где углы падения пластов в мезозойской толще редко превышают 2-4°. Такая же особенность подмечена в строении Таас-Тумусской антиклинали, большая ось которой круто погружается к юго-востоку и полого - к северо-западу. Возможно, что ось Вилюйского поднятия испытывает общий подъем в юго-западном направлении и ее ундуляциями образована серия локальных структур юго-восточного простирания: Нижне-Вилюйская, Бадаранская и Неджелинская, причем Нижне-Вилюйская структура располагается в непосредственной близости к Усть-Вилюйскому (Таас-Тумусскому) месторождению природного газа.

Характер взаимного расположения намечаемого Вилюйского валообразного поднятия и Китчанского выступа позволяет предполагать генетическую связь этих структур. Возможно, что здесь мы имеем поперечные структуры, которые, как это было установлено Н.С. Шатским, связаны с вхо дящим углом складчатой области в зоне сочленения Приверхоянского прогиба с Вилюйской синеклизой .

К северо-западу от Вилюйского валообразного поднятия располагается верхнемеловая Линденская впадина, выделенная впервые В.А. Вахрамеевым и Ю.М. Пущаровским . Центральная наиболее погруженная часть впадины приурочена к устью р. Кобыча (Дъянышки). Здесь по данным сейсморазведки мощность меловых отложений превышает 2300 м, а мощность всего мезозойского комплекса оценивается приблизительно в 4-4,5 км.

К юго-востоку от Вилюйского валообразного поднятия располагается еще более глубокая депрессия - Лунхинская впадина, которая по сравнению с Линденской впадиной характеризуется более сложным строением. Ось впадины протягивается в запад-северо-западном направлении от пос. Батамай к пос. Сангар и далее к западу. На юго-западном борту впадины сейсморазведкой выявлены две антиклинальные складки - Бергеинская и Олойская, а на северо-восточном борту геологической съемкой и бурением закартированы Сангарская и Эксеняхская антиклинали. Лунхинская впадина в меридиональном разрезе имеет асимметричное строение - ее северовосточный борт значительно круче юго-западного. Западная периклиналь рассматриваемой впадины осложнена небольшим поднятием, позволяющим выделить синклинальную складку крупных размеров, названную Баппагайской. Южный борт Лунхинской впадины постепенно переходит в северный склон Алданского щита. Строение этой переходной области изучено очень слабо. Пока в ее пределах сейсморазведкой установлены отдельные осложнения типа структурных выступов, расположенные в междуречье Сииттэ и Тюгене. Лунхинская впадина в целом представляет собой западное периклинальное окончание Келинской впадины Приверхоянского передового прогиба (см. рис. 1).

Заканчивая рассмотрение схемы рельефа поверхности юрских отложений, отметим, что к областям сравнительно неглубокого залегания нижнеюрских пород следует отнести прибортовые части Вилюйской синеклизы, осевую часть намечающегося Вилюйского валообразного поднятия и Китчанский выступ мезозойского основания Приверхоянского передового прогиба.

Анализ геофизических данных позволил получить представление и о характере залегания эрозионно-тектонической поверхности карбонатных отложений кембрия, а в связи с этим оценить и мощности вышележащего песчано-глинистого комплекса. Схема, представленная на , составлена по данным электроразведки, сейсморазведки КМПВ, гравиразведки, а также глубоких скважин, пробуренных в районе пос. Жиганск и пос. Джебарики-Хая. На рассматриваемой территории опорный электрический горизонт и основная преломляющая поверхность с граничной скоростью 5500-6000 м/сек соответствуют кровле карбонатных отложений кембрия, а в тех случаях, когда в разрезе отсутствуют кембрийские отложения, как, например, в районе Якутска, что установлено бурением. таким горизонтом является поверхность докембрийского фундамента.

Подобные геофизические данные о поведении опорных горизонтов использованы при построении схемы рельефа поверхности кембрия по направлениям Покровск - Якутск - устье Алдана, Чурапча - Усть-Татта, Чурапча - Якутск - Орто - Сурт, Вилюйск - Хампа, а также по двум параллельным профилям северо-западного простирания, располагающимся к северу от Сунтар. На большей же части территории, освещаемой схемой (см. ), глубины залегания кровли кембрия получены по данным расчета гравитационных аномалий. Основанием для этого является то, что в этих районах главный гравитационно-активный раздел приурочен именно к кровле кембрия . Плотность пород кембрия принята постоянной для всей территории и равна 2,7 г/см 3 , а средняя плотность всего вышележащего терри- генного комплекса пород с учетом литологических особенностей разреза колеблется от 2,3 до 2,45 г/см 3 .

Для удобства описания схемы рельефа поверхности кембрийских отложений на ней можно выделить две зоны - юго-западную и северо-восточную. Условная граница между этими зонами проходит в северо-северо-западном направлении через пункты Марху и Верхне-Вилюйск.

В юго-западной зоне по поверхности карбонатных отложений кембрия намечаются три крупные структуры, выделенные по данным гравиметрии и электроразведки. К этим структурам относятся так называемое Сунтарское поднятие северо-восточного простирания и две впадины - Кемпендяйская и Мархинская, расположенные от него к юго-востоку и северо-западу (Все эти три структуры несомненно выражены и в более глубоких слоях земной коры, как это следует из результатов гравиметрической и аэромагнитной съемок. ) . Амплитуда Сунтарского поднятия относительно прилегающих впадин достигает 2000 м. Поднятие имеет сложное, возможно, блоковое строение. В его пределах на значительных участках, вероятно, кембрийские породы отсутствуют (Бурение сунтарской опорной скважины подтвердило представления о строении юго-западной части Вилюйской синеклизы. ) . В Кемпендяйской впадине выделяется серия локальных структур, в ядрах которых обнажаются породы верхнего кембрия.

В северо-восточной зоне намечается общий подъем поверхности кембрия в южном и западном направлениях. Область наибольших глубин залегания пород кембрия свыше 6000 м простирается вдоль Верхоянского хребта, образуя заливообразные изгибы в районе устья р. Линди и в среднем течении р. Лунхи. Здесь, как и на схеме рельефа кровли юры, выделяются две крупные впадины - Линденская и Лунхинская. Обе впадины, как и структуры, наблюдаемые в юго-западной части площади, имеют северо-восточное простирание. Они разделены слабо выраженной областью приподнятого залегания кембрийской породы, расположенной между устьем р. Вилюй и г. Вилюйск. Южный борт Лунхинской впадины осложнен структурным выступом, расположенным к северу от пос. Бердигестях.

Таким образом, в пределах рассматриваемой территории по характеру залегания кровли кембрия могут быть выделены две части, к каждой из которых приурочены по две впадины северо-восточного простирания и поднятия, разделяющие эти впадины. Северо-восточное простирание структурных элементов современного рельефа поверхности кембрия в обеих рассмотренных зонах, возможно, свидетельствует о том, что в Вилюйской синеклизе существует ряд крупных поперечных структур, тесно связанных в ее юго-западной части с Патомской складчатой зоной , а в восточной - с Верхоянской складчатой зоной.

И, наконец, сопоставление схемы рельефа поверхности кембрия с положением крупных мезозойских структур приводит к выводу, что в Приверхоянском передовом прогибе и в области сочленения его с Вилюйской синеклизой эти структуры имеют длительную историю развития и в значительной степени являются унаследованными от древнекембрийского тектонического плана.

Рассмотренные схемы дают возможность составить представление о мощности и структуре песчано-глинистого комплекса, что в свою очередь дает основание наметить определенные перспективы нефтегазоносности рассматриваемой территории и выделить в ее пределах районы для развертывания поисково-разведочпых работ.

К числу первоочередных объектов работ на газ и нефть, по-видимому, необходимо отнести прежде всего районы, примыкающие к устью р. Вилюй с востока, севера и юго-запада (Вилюйское валообразное поднятие). В этом районе открыто крупное газовое месторождение, а также подготовлен ряд локальных поднятий для глубокого бурения. Другими такими объектами должны явиться площади, охватывающие некоторые части бортов Лунхинской (южный), Линдинской (северо-восточный) и Кемпендяйской (северо-восточный) впадин, где глубина залегания нижнеюрских пород (Усть- Вилюйский газоносный горизонт) сравнительно невелика и, как правило, не превышает 3000 м, причем сейсморазведкой пока установлено только одно структурное осложнение в пределах южного борта Лунхинской впадины. Другие площади сейсморазведкой пока не изучены.

Явный интерес для разведки, видимо, в дальнейшем представят также нижнеюрские структуры, хотя и залегающие на глубинах свыше 4000 м, но при благоприятных геологических условиях в них можно встретить крупные залежи газа, а возможно, и нефти.

Серьезной задачей также является выяснение перспектив нефтегазоносности меловых отложений, которые пользуются широким распространением в Вилюйской синеклизе и Приверхоянском прогибе. Небольшая глубина залегания этих отложений дает возможность предполагать, что разведка и освоение их будут наиболее экономичными.

ЛИТЕРАТУРА

1. Васильев В.Г., Карасев И.П., Кравченко Е.В. Основные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ в пределах Сибирской платформы. Геология нефти, 1957, № 1 .

2. Бархатов Г.В., Васильев В.Г., Кобеляцкий И.А., Тихомиров Ю.Л., Чепиков К.Р., Черский Н.В. Перспективы нефтегазоносности и задачи поисков нефти и газа в Якутской АССР, Гостоптехиздат, 1958.

3. Николаевский А.А. Основные черты глубинного строения восточной части Сибирской платформы. Вопросы геологического строения и нефтегазоносности Якутской АССР, сб. статей, Гостоптехиздат, 1958.

4. Николаевский А.А. Основные итоги и задачи геофизической разведки в центральной части Якутии. Вопросы нефтегазоносности Сибири, сб. статей, Гостоптехиздат, 1959.

5. Николаевский А.А. Плотностная характеристика геологического разреза восточной части Сибирской платформы. Прикладная геофизика, вып. 23, 1959.

6. Пущаровский Ю.М. О тектоническом строении Приверхоянского краевого прогиба. Изд. АН СССР, сер. геолог., № 5, 1955.

7. Чумаков Н.И. Тектоника юго-западной части Вилюйской впадины, ДАН, т. 115, № 3, 1957.

8. Шатский Н.С. О структурных связях платформы со складчатыми геосинклинальными областями. Изв. АН СССР, сер. геолог., № 5, 1947.

Якутское геологическое управление

Рис. 1. Схема рельефа поверхности юрских отложений (сост. М.И. Дорман и А.А. Николаевский по материалам глубокого бурения, сейсморазведки и геологических съемок).

1 - обнаженные юрские и более древние породы; 2- линии равных глубин кровли юрских пород; 3 - антиклинальные складки, выявленные сейсморазведкой: Неджелинская (1), Бадаранская (2), Нижне-Вилюйская (3), Таас-Тумусская (4), Олойская (6), Бергеинская (7), Кобыческая (10); геологической съемкой: Собо-Хаинская (5), Сангарская (8); 4 - Кемпендяйские дислокации; 5 - опорные и разведочные скважины, вскрывшие кровлю юрских пород. Впадины: А - Линденская, Б - Баппагайская, Г - Лунхинская, Д - Келенская. Поднятия: Е - Китчанский выступ мезозойского основания; В - Вилюйское валообразное поднятие.

Рис. 2 . Схема рельефа поверхности кембрийских отложений (сост. А.А. Николаевский),

1 - стратоизогипсы поверхности кембрийских отложений (отм. в км); 2 - граница выходов кембрийских отложений; 3 - синийские отложения, вошедшие в состав складчатых сооружений; 4 - северо-восточная граница Сибирской платформы; 5 - роторные скважины: 1 - Жиганская, 2 - Бахынайская, 3 - Вилюйская, 4 - Китчанская, 5 - Усть-Вилюйская, 6 - Сангарская, 7 - Бергеинская, 8 - Намская, 9 - Якутская, 10 - Усть-Майская, 11 - Амгинская, 12 - Чурапчинская, 13 - Хатангская, 14 - Джибарики-Хая, 16 - Дельгейская; 6- участки, где кембрийские отложения предположительно отсутствуют или их мощность сильно сокращена. Впадины: А - Линденская, Б-Лунхинская, В- Мархинская, Д - Кемпендяйская (кембрийская), Г - Сунтарское поднятие.

Введение
Находится в юго-восточной части СП, общая мощность чехла в её пределах достигает 8 км. С севера она граничит с Анабарским массивом, с юга - Алданским щитом, на юго-западе через седловину сочленяется с Ангаро-Ленским прогибом. Восточная граница с Приверхоянским передовым прогибом наименее отчётлива. Синеклиза выполнена палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими осадками. В центральной её части расположен Уринский авлакоген северо-восточного простирания, выполненный, вероятно, рифейскими породами. В отличие от Тунгусской синеклизы Вилюйская наиболее активно развивалась в мезозое (начиная с юры). Палеозойские отложения представлены здесь главным образом кембрийскими, ордовикскими, отчасти девонскими и нижнекаменноугольными образованиями. На этих породах с размывом залегают юрские отложения, содержащие в основании базальные конгломераты. В составе синеклизы выделяют ряд впадин; (Лунхинская, Ыгыаттинская, Кемпедяйская и разделяющих их валообразных поднятий (Сунтарское, Хапчагайское, Наманинское). Наиболее полно изучены с помощью геофизических методов и бурения Сунтарское поднятие и Кемпедяйская впадина.
Сунтарское валообразное поднятие отражает в осадочном чехле приподнятый горст фундамента. I Кристаллические породы фундамента вскрыты на глубине 320-360 м, на них залегают нижнеюрские отложения. Склоны поднятия сложены палеозойскими породами, постепенно выклинвающимися к своду. Амплитуда поднятия по мезозойским отложениям 500 м. Кемпедяйская впадина (прогиб) располагается к юго-востоку от Сунтарского поднятия. Она сложена нижнепалеозойскими, девонскими, нижнекаменноугольными и мезозойскими образованиями общей мощностью до 7 км. Особенность впадины - наличие соляной тектоники. Каменная соль кембрийского возраста образует здесь соляные купола с углами падения крыльев до 60°, сильно разбитые нарушениями. В рельефе соляные купола выражены небольшими возвышенностями высотой до 120 м.
Глубинное строение и геофизические поля
Мощность коры в районах с неглубоким залеганием фундамента превышает 40 км, а на Алдано-Становом и Анабарском выступах доходит до 45-48 км. В крупных впадинах мощность коры меньше и обычно не достигает 40 км (Енисей-Хатангская, южная часть Тунгусской), а в Вилюйской - даже 35 км, но в северной части Тунгусской синеклизы составляет 40-45 км. Мощность осадочной толици варьирует от 0 до 5 и даже до 10-12 км в некоторых глубоких впадинах и авлакогенах.
Величина теплового потока не превышает 30-40, а местами даже 20 мВт/кв.м. В окраинных зонах платформы плотность теплового потока возрастает до 40-50 мВт/кв. м., а в юго-западной части Алдано-Станового щита, куда проникает восточное окончание Байкальской рифтовой зоны, даже до 50-70 мВт/кв. м.

Строение фундамента и этапы его формирования

Алдано-Становой щит сложен в основном архейскими и в меньшей мере нижнепротерозойскими метаморфическими и интрузивными образованиями. В южной половине щита дорифейский фундамент прорван палеозойскими и мезозойскими интрузиями.
В строении фундамента выделяют 2 главных мегаблока – северный Алданский и южный Становой, разделенные зоной Северо- Станового глубинного разлома. Наиболее полный разрез изучен в Алданском мегаблоке, где выделяют 5 комплексов. Его центральная и восточная части слагает мощный алданский комплекс архея, подвергшийся метаморфизму гранулитовой ступени.
Нижняя иенгрская серия сложена толщами мономинеральных кварцитов и переслаивающихся с ними высокоглинозёмистых (силлиманитовых и кордиерит-биотитовых) гнейсов и сланцев, а также гранат-биотитовых, гиперстеновых гнейсов и амфиболитов. Видимая мощность превышает 4-6 км.
Некоторые геологи выделяют в её основании щоровскую свиту, сложенную метаморфитами базит-ультрабазитового состава.
Тимптонская серия, налегающая на иенгрскую с признаками несогласия, характеризуется широким развитием гиперстеновых гнейсов и кристаллических сланцев (чарнокитов), двупироксеновых гранатовых гнейсов, а также кальцифиров граморов (5-8 км). Вышележащая джелтулинская серия сложена гранат-биотитовыми, диопсидовыми гнейсами, улитами с прослоями мраморов и графитовых сланцев (3-5 км). Общая мощность Алданского комплекса оценивается в 12-20 км.
В Зверевско-Сутамском блоке, примыкающим к зоне Северо-Станового шва присутствует курультино-гонамский комплекс; гранат-пироксеновых и пироксен-плагиоклазовых кристаллических сланцев, образовавшихся при глубоком метаморфизме основных и ультраосновных вулканитов с прослоями кварцитов, гнейсов и телами габброидов, пироксенитов и перидотитов. Одни исследователи параллелизуют этот комплекс существенно базит-ультрабазитового состава с разными частями Алданского, другие предполагают, что он подстилает последний, причём по мнению некоторых геологов, ещё ниже, судя по 1 ксенолитам, должна присутствовать протокора плагиоамфиболит- гранитогнейсового состава.
Время накопления пород алдания близко к 3,5 млрд. лет, а его гранулитового метаморфизма - к 3-3,5 млрд. лет, и в \ целом его формирование происходило в раннем архее.
Более молодым является троговый комплекс, занимающий многочисленные узкие, грабенообразные прогибы, наложенные на раннеархейские образования западной части Алданского мегаблока. Комплекс представлен вулканогенно-осадочными толщами мощностью 2-7 км, метаморфизованными в условиях зеленосланцевой и амфиболитовой фаций. Вулканиты выражены метаморфизованными лавами преимущественно основного состава в нижней и кислого в верхней части разреза, осадочные образования fc кварцитами, метаконгломератами, хлорит-серицитовыми и чёрными углеродсодержащими сланцами, мраморами, железистыми кварцитами, с которыми связаны месторождения магнетитовых железных руд.
Формирование трогового комплекса происходило в позднем архее (2,5-2,8 млрд. лет назад).
В юго-западной части Алданского мегаблока на породах трогового комплекса и более древних толщах архея трансгрессивно залегает удоканский комплекс (6-12 км), выполняющий широкий брахисинклинальный Кодаро-Удоканский прогиб протоплатформенного типа. Он сложен слабо метаморфизованными терригенными отложениями - метаконгломератами, метапесчаниками, кварцитами, метаалевролитами, глинозёмистыми сланцами. К верхней, слабо несогласно залегающей серии приурочен 300-метровый горизонт медистых песчаников, служащих продуктивной толщей крупнейшего стратиформного Удоканского медного месторождения. Накопление удоканского комплекса происходило 2,5-2 млрд. лет назад. Развитие прогиба завершилось 1,8-2 млрд. лет назад перед становлением огромного Кодарского лополита, в основном сложенного порфировидными калиевыми гранитами, близкими к рапакиви.
Важную роль в обособлении Алданского и Станового мегаблоков играют крупные массивы анортозитов и связанных с ними габброидов и пироксенитов позднеархейского и (или) раннепротерозойского возраста, которые внедрились вдоль зоны Северо-Станового глубинного разлома.
Нижнедокембрийские образования Анабарского выступа выражены породами анабарского комплекса, метаморфизованными в условиях гранулитовой фации. В этом комплексе выделяются 3 серии общей мощностью 15 км. Нижняя далдынская серия сложена двупироксеновыми и гиперстеновыми плагиогнейсами (эндербитоидами) и гранулитами, с прослоями высокоглинозёмистых сланцев и кварцитов в верхах; верхнеанабарская свита, Залегающая выше, также сложена гиперстеновыми и двупироксеновыми плагиогнейсами, а верхняя - хапчангская серия наряду с этими ортопородами включает пачки первично-терригенных и карбонатных пород - биотит-гранатовых, силлиманитовых, кордеритовых гнейсов, кальцифиров, мраморов. В целом по первичному составу и степени метаморфизма пород Анабарский комплекс можно сопоставить с алданским или алданским и курультино-гонамским, вместе взятыми. Древнейшие цифры радиологического возраста (до 3,15-3,5 млрд. лет) позволяет относить образования анабарского комплекса к раннему архею.
Строение фундамента СП обнаруживает ряд существенных отличий от такового ВЕП. К ним относятся широкое площадное распространение нижнеархейских образований гранулитовой фации (вместо узких гранулитовых поясов в ВЕП), несколько более молодой возраст и более близкий к рифтовым тип структур «трогов» СП по сравнению с архейскими зеленокаменными поясами ВЕП, незначительное развитие раннепротерозойских протогеосинклинальных областей или зон на территории СП.
Пермско-мезозойские газоносные и газоконденсатные комплексы Вилюйской синеклизы и Приверхоянского прогиба

Нефтегазоносные геологические системы этих региональных структур объединяются в Лено-Вилюйскую нефтегазоносную провинцию (НГП), в которую включены Лено-Вилюйская, Приверхоянская и Лено-Анабарская нефтегазоносные области (НГО). В отличие от месторождений Непско- Ботуобинской антеклизы и Предпатомского прогиба, которые локализуются в отложениях венда и нижнего кембрия, в Лено-Вилюйской НГП продуктивные горизонты известны в верхнепалеозойско- мезозойских отложениях, поэтому в геологической литературе их разделяют на две провинции: Лено-Тунгусскую венд-кембрийскую НГП и Лено-Вилюйскую пермь- мезозойскую НГП.
Продуктивные горизонты Лено- Вилюйской НГП связаны с терригенными отложениями верхнепермского, нижнетриасового и нижнеюрского продуктивных комплексов.
Верхнепермский продуктивный комплекс, представленный толщей сложночередующихся песчаников, алевролитов, аргиллитов, углекислых аргиллитов и пластов каменных углей, экранируется глинистой толщей неджелинской свиты нижнего триаса. Внутри комплекса залегает несколько продуктивных горизонтов, вскрытых на многих месторождениях. Было доказано, что пермские отложения Хапчагайского мегавала представляют собой единую газонасыщенную зону , характеризующуюся аномально высокими пластовыми давлениями, превышающими на 8-10 МПа гидростатические. Этим объясняются фонтанирующие притоки газа, полученные в ряде скважин: скв. 6-1 млн. м 3 /сут., скв. 1-1,5 млн. м 3 /сут., скв. 4 - 2,5 млн. м 3 /сут. Основные коллекторы - кварцевые песчаники, слагающие крупные линзы, в которых формируются гомогенные залежи газа без подошвенных вод.
Нижнетриассовый продуктивный комплекс мощностью до 600 м представлен толщей преимущественно песчаного состава. Все породы–коллекторы сосредоточены в разрезе таганджинскои свиты перекрытой глинистым экраном пород мономскои свиты. В пределах Хапчагайского мегавала в составе комплекса выделяются продуктивные горизонты и в разрезе таганджинскои, и в разрезе аргиллит-алевролитовои мономскои свит.
Нижнеюрский продуктивный комплекс мощностью до 400 м сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Он перекрыт аргиллит-глинистой толщей сунтарской свиты. В комплексе выделено девять продуктивных горизонтов. Он перекрыт глинистой толщей сунтарской свиты.
Песчано-алевролитовые отложения средней и верхней юры также надежно экранированы глинисто-песчаной пачкой мырыкчанской свиты верхней юры. Из этих отложений получены обнадеживающие притоки газа.
В меловой части разреза надежных экранов нет. Они представлены континентальными угленосными отложениями.
Вилюйская синеклиза
В восточной части Вилюйской синеклизы расположена Лено- Вилюйскую нефтегазоносная область. Она содержит, вероятнее всего, кембрийские залежи углеводородов и по своей природе должна относиться к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В пределах Лено-Вилюйской НТО открыто 9 месторождений.
Енисейско-Анабарская газонефтеносная провинция - расположена на севере Красноярского края и Западной Якутии. Площадь 390 тысяч км2. Включает Енисейско-Хатангскую газоносную и Лено-Анабарскую перспективную нефтегазоносную области. Наиболее значительны газоконденсатные месторождения Северо-Соленинское, Пеляткинское и Дерябинское. Планомерные поиски нефти и газа начались в 1960. Первое месторождение газа открыто в 1968. К 1984 выявлено 14 газоконденсатных и газовых месторождений на территории Танамско-Малохетского, Рассохинского и Балахнинского мегавалов и Центрально-таймырского прогиба. Енисейско-Анабарская газонефтеносная провинция располагается в зоне тундры. Основные пути сообщения - Северный морской путь и реки Енисей и Лена. Автомобильные и железные дороги отсутствуют. Газ добывается на месторождениях Танамско-Малохетского мегавала для снабжения г. Норильск.
Тектонически провинция связана с Енисейско-Хатангским и Лено- Анабарским мегапрогибами. На севере и востоке она ограничена Таймырской и Верхоянско-Чукотской складчатыми областями, на юге - Сибирской платформой, на западе раскрывается в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Фундамент гетерогенный, представлен метаморфизованными породами докембрия, нижнего и среднего палеозоя. Осадочный палеозойский- мезокайнозойский чехол на основной территории провинции достигает мощности 7-10 км, а в отдельных, наиболее прогнутых участках, 12 км. Разрез представлен 3 крупными комплексами отложений: среднепалеозойским карбонатно-терригенным с эвапоритовыми толщами; верхнепалеозойским терригенным; мезозойско- кайнозойским терригенным. В осадочном чехле установлены своды, мегавалы и валы большой амплитуды, разделённые прогибами. Все выявленные газоконденсатные и газовые месторождения приурочены к терригенным отложениям мелового и юрского возраста. Основные перспективы нефтегазоносности связываются с верхнепалеозойскими и мезозойскими отложениями в западных и с палеозойскими толщами в восточных районах провинции. Продуктивные горизонты залегают в интервале глубин 1-5 км и более. Залежи газа пластовые, пластово-массивные сводовые. Рабочие дебиты газовых скважин высокие. Газы меловых и юрских отложений метановые, сухие, с повышенной жирностью, с низким содержанием азота и кислотных газов.

Средневилюйское газоконденсатное месторождение расположено в 60 км к востоку от г. Вилюйска. Открыто в 1965 г., разрабатывается с 1975 г. Приурочено к брахиантиклинали, осложняющей Хапчагайский свод. Размеры структуры по юрским отложениям 34x22 км, амплитуда 350 м. Газоносны пермские, триасовые и юрские породы. Коллекторы - песчаники с прослоями алевролитов, не выдержаны по площади и на отдельных участках замещаются плотными породами. Месторождение многопластовое. Основные запасы газа и конденсата сосредоточены в нижнем триасе и приурочены к высокопродуктивному горизонту, залегающему в кровельной части усть-кельтерской свиты. Глубина залегания пластов 1430-3180 м. Эффективная толщина пластов 3,3- 9,4 м, толщина основного продуктивного пласта нижнего триаса до 33,4 м. Пористость песчаников 13-21,9 %, проницаемость,16- 1,2 мкм. ГВКна отметках от -1344 до -3051 м. Начальное пластовое давление 13,9-35,6 МПа, t 30,5-67°С. Содержание стабильного конденсата 60 г/м. Состав газа, %: СН90,6-95,3, N 2 0,5- 0,85, СО 0,3-1,3.
Залежи пластовые массивные сводовые и пластовые литологически ограниченные. Свободный газ - метановый, сухой, с низким содержанием азота и кислых газов.
Промышленная газонефтеносность приурочена к верхнепа- леозойско-мезозойским осадочным отложениям, представленным чередованием терригенных пород и углей и включающим три газонефтеносных комплекса: верхнепермско-нижнетриасовый, нижнетриасовый и нижнеюрский.
Более древние толщи во внутренних зонах провинции изучены слабо из-за глубокого залегания.
Верхнепермско-нижнетриасовый (непско-неджелинский) ГНК развит на большей части провинции и представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и углей. Зональной покрышкой являются аргиллиты в низах триаса (неджелинская свита), которые имеют фациально неустойчивый состав и на значительных участках опесчаниваются, теряя экранирующие свойства. Комплекс продуктивен на Хапчагайском поднятии (Средневилюйское, Толонское, Мастахское, Соболох-Неджелинское месторождения) и на северо-западной моноклинали Вилюйской си- неклизы (Среднетюнгское месторождение); с ним связано 23% разведанных запасов газа Лено-Вилюйской ГНП. Глубина газокон- денсатных залежей от 2800 до 3500 м, характерно повсеместное распространение аномально высоких пластовых давлений.
Нижнетриасовый (таганджинско-мономский) ГНК представлен песчаниками, чередующимися с алевролитами, аргиллитами, углями. Песчано-алевролитовый коллектор по физическим параметрам неустойчивый, ухудшается к бортам Вилюйской синекли- зы и Предверхоянскому прогибу. Покрышками являются глины мономской свиты (верхи нижнего триаса), которые в южных районах разреза опесчаниваются. С нижнетриасовым комплексом связано 70% разведанных запасов газа провинции, основная их часть сосредоточена на Средневилюйском месторождении, где имеются три самостоятельные газоконденсатные залежи, вскрытые в песчаниках и алевролитах на глубинах от 2300 до 2600 м.
Нижнеюрский комплекс характеризуется неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и углей; покрышкой служат глины сунтарской свиты. Комплекс фациально неустойчивый, наблюдается региональное уплотнение пород в восточном направлении. С комплексом связаны небольшие газовые залежи на Хапчагайском своде (Мастахское, Средневилюйское,Соболох- Неджелинское,Нижневилюйское месторождения) и в зоне Китчано-Буролахских передовых складок (Усть-Вилюйское, Собоха- инское месторождения). Глубина залежей 1000 - 2300 м. Доля ком-плекса в общих ресурсах и разведанных запасах газа Лено- Вилюй-ской ГНП около 6%.
Перспективы нефтегазоносности провинции связаны с отложениями палеозоя и нижнего мезозоя, особенно в зонах выклинивания коллекторов на северо-западном борту синеклизы и южном борту Лунгхинско-Келинского мегапрогиба.
Месторождение приурочено к Средневилюйской брахиантиклинальной складке в Средневилюйско-Толонском куполовидном поднятии, осложняющем Западный склон Хапчагайского мегавала. Размер брахиантиклинали 34x22 км с амплитудой 350 м. Простирание ее субширотное.
Вскрыто несколько залежей на различных уровнях от перми до верхней юры. Самый глубокий пласт расположен в интервале 2921 -3321 м. Он относится к средней перми. Продуктивный пласт сложен песчаниками с эффективной мощностью 13,8 м. Открытая пористость пород-коллекторов изменяется в пределах 10-16%, проницаемость не превышает 0,001 мкм 2 . Дебиты газа до 135 тыс. м 3 /сут. Пластовое давление, составляющее 36,3 МПа, почти на 7,0 МПа превышает гидростатическое. Пластовая температура +66 С. Залежь относится к типу пластовых сводовых с элементами литологического экранирования.
Основная залежь вскрыта в интервале 2430-2590 м. Продуктивный горизонт локализован в отложениях триаса. Его мощности от 64 до 87 м. Он сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов (рис. 1).

Рис. 1. Разрез продуктивных горизонтов Средневилюйского газоконденсатного месторождения.
Эффективная мощность достигает 13,8 м. Открытая пористость 10-16%, проницаемость 0,001 мкм 2 . Дебиты газа от 21 - 135 тыс. м 3 /сут. Пластовое давление 36,3 МПа, почти на 7,ОМПа превышает гидростатическое. Пластовая температура +66°С. Газоводный контакт (ГВК) - 3052 м. Тип залежи -пластовая, сводовая с литологическим экранированием. На отметке - 2438 м прослежен газовидный контакт (ГВК). Выше основной залежи вскрыты еще шесть в интервалах: 2373 - 2469 м (T 1 -II), дебит газа 1,3 млн. м 3 /сут. Мощность продуктивного горизонта (ПГ) до 30 м; 2332 - 2369 м (T 1 -I а), дебит газа 100 тыс. м 3 /сут. Мощность ПГ до 9 м; 2301 - 2336 м (T 1 -I), дебит газа 100 тыс. м 3 /сут. Мощность ПГ до 10 м; 1434 -1473 м (J 1 -I), дебит газа 198 тыс. м 3 /сут. Мощность ПГ до 7 м; 1047 - 1073 м (J 1 -II), дебит газа 97 тыс. м 3 /сут. Мощность ПГ до 10 м; 1014 - 1051 м (J 1 -I), дебит газа 42 тыс. м 3 /сут. Мощность ПГ до 23 м.
Все залежи относятся к типу пластовых, сводовых с литологическим экранированием. Коллекторы представлены песчаниками с прослоями алевролитов. Месторождение в промышленной эксплуатации находится с 1985г.
Толон-Мастахское газоконденсатное месторождение приурочено к двум брахиантиклиналям, Толонской и Мистахской, и расположенной между ними седловине. Обе структуры приурочены к центральной части Хапчагайского мегавала. Структуры имеют субширотное простирание в восточном продолжении Средневилюйско-Мастахского вала. Они осложнены структурами более высоких порядков. К некоторым из них приурочены залежи углеводородов. Размеры Толонской структуры 14x7 км с небольшой амплитудой 270-300 м. Вскрыто и разведано 9 залежей в отложениях от мела до перми на глубину до 4,2 км.
Залежь в горизонте Р 2 -II разведана на восточном крыле Толонской брахиантиклинали в пермских песчаниках, перекрытых глинистыми породами неджелинской свиты нижнего триаса на глубине 3140-3240 м. Эффективная мощность горизонта 14 м, открытая пористость 13%. Газопроницаемость 0,039 мкм 2 . Промышленные притоки газа до 64 тыс. м 3 /сут. Пластовое давление 40,5 МПа, пластовая температура +70 С. Отнесена залежь к Р 2 -II условно и может соответствовать горизонту Р 2 -I Мастахской структуры.
Залежь пласта Р 2 -I Мастахской брахиантиклинали приурочена к песчаникам верхней части пермского разреза и также перекрыта глинистым экраном неджелинской свиты триаса. Глубина 3150-3450 м. Минимальные отметки газовой части 3333 м. Открытая пористость коллекторов до 15%, газопроницаемость в среднем 0,0092 мкм 2 .
Обе залежи относятся к типу пластовых, сводовых, литологически экранированных.
Залежь горизонта T 1 -IV локализована в песчаниках неджелинской свиты нижнего триаса и в пределах Толон-Мастахского месторождения наиболее распространена. Глубина залегания 3115 - 3450 м. Эффективная мощность коллектора 5,6 м, открытая пористость 11,1-18,9%,газопроницаемость максимальная 0,0051 мкм 2 . Пластовое давление 40,3 МПа, пластовая температура +72°С. Промышленные притоки от 40 до 203 тыс. м 3 /сут. Тип залежи: пластовая, сводовая, литологически экранированная.
Пласт Т 1 -I западной переклинали Мастахской брахиантиклинали сложен песчаниками верхней части разреза неджелинской свиты и включает структурно-литологическую залежь на глубине 3270 - 3376 м. Дебит газа 162 тыс. м 3 /сут. Пластовое давление 40,3 МПа, пластовая температура +3,52°С.
Залежь пласта Т 1 -IV Б выявлена в восточной переклинали Мастахской брахиантиклинали на глубине 3120 - 3210 м. Открытая пористость коллекторов залежей Ti-IVA и Ti-IVB в среднем составляет 18,1%. Газопроницаемость 0,0847 мкм 2 . Тип залежи структурно-литологический. Дебит газа достигает 321 тыс. м 3 /сут.
Залежь пласта Т 1 -Х приурочена к локальным куполам, осложняющим Мастахскую структуру. Она залегает в песчаниках и алевролитах ганджинской свиты, в западном куполе перекрываясь пачками глин и алевролитов средней части этой же свиты. Глубина залегания 2880-2920 м. Тип залежи: сводовый, водоплавающий. ГВК на глубине 2797 м. Пластовое давление 29,4 МПа, температура +61,5°С. В восточном куполе из горизонта T 1 -X получен приток 669-704 тыс. м 3 /сут. Газоконденсатная часть подпирается нефтью.
Залежь горизонта T 1 -III, локализована в песчаниках и алевролитах, перекрытых алевролитами и глинами мономской свиты триаса. Залежь тяготеет к своду Толонской брахиантиклинали. Глубина залегания 2650-2700 м. Высота 43 м. Эффективная мощность 25,4 м. Открытая пористость коллектора, 17.8%, газопроводность по керну средняя 0,0788 мкм.Наибольшие рабочие дебиты 158-507 м 3 /сут, выход конденсата 62,6 г/м 3 .
Залежи пласта T 1 -II A и Т 1 II Б отделены друг от друга пачкой глинистых песчаников и алевролитов. За пределами залежей они сливаются в один пласт T 1 -II. Тип залежи T 1 -II A структурно-литологический. Глубина залегания 2580- 2650 м. Высота залежи 61м. Активная мощность песчаников и алевролитов 8,9 м. Открытая пористость 17%, газонасыщенность 54%.
Предполагается наличие ещё не открытых залежей в триасовых отложениях на площади месторождения.
Залежь горизонта J 1 -I-II приурочена к восточной части Мастахской брахиантиклинали, перекрыта сунтарской покрышкой и подпирается снизу водой. Тип залежи сводовый, водоплавающий. Глубина залегания 1750-1820 м. Рабочие дебиты 162-906 тыс. м 3 /сут., выход конденсата 2,2 г/м 3 . Выявлена небольшая нефтяная оторочка.
Соболоох-Неджелинское газоконденсатное месторождение расположено в Соболоохской и Неджелинской брахиантиклинальных структурах и расположенной между ними Люксюгунской структурной террасе. Все они локализованы в Западной части Соболлох-Бадаранского вала. Размер Неджелинской брахиантиклинали по стратоизогипсе - 3100 м 37x21 км с амплитудой около 300 м. Западнее её гипсометрически ниже расположена Соболоохская структура размером 10x5 км с амплитудой 60-85 м. На месторождениях открыто 10 газовых и газоконденсатных залежей в отложениях перми, триаса и юры (рис. 2).

Расположено в 125 км от г. Вилюйска. Контролируется Соболохской и Неджелинской структурами, осложняющими центральную часть Хапчагайского вала. Месторождение открыто в 1964г. (Неджелинская структура). В 1975г. установлено единство ранее открытых Неджелинского и Соболохского (1972) месторождений. Наибольшей по размерам (34x12 км) и высокоамплитудной (свыше 500 м) является Неджелинская структура. Соболохская и Люксюгунская структуры имеют амплитуды не более 50 ми значительно меньшие размеры.
Характерно для Соболох- Неджелинского месторождения наличие обширных по площади залежей, приуроченных к маломощным литологически изменчивым пластам песчаников, залегающих в верхней части верхнепермских отложений и в основании нижнего триаса (неджелинская свита). Эти залежи, относящиеся к пер- мо-триасовому продуктивному комплексу, контролируются общей

Структурой Хапчагайского вала и литологическим фактором. Высота отдельных залежей превышает 800 м (пласт ^-IV^ Эффективная мощность пластов только на отдельных участках месторождения превышает 5-10 м. Пластовые давления в залежах пер мо-триасового комплекса на 8-10 МПа превышают нормальные гидростатистические.
Пористость песчаников колеблется в диапазоне 13-16%. На отдельных участках установлены коллекторы смешанного порово-трещинного типа, пористость которых изменяется в диапазоне 6-13 %. Рабочие дебиты скважин колеблются в широких пределах - от 2 до 1002 тыс. м /сут.
В пермо-триасовом продуктивном комплексе на Соболох-Неджелинском месторождении выявлено восемь залежей, приуроченных к горизонтам РгШ, Р 2 -П, Р-I верхней перми и ^-IV 6 неожелинской свиты. Залежи относятся к пластовому сводовому или пластовому литологически ограниченному типам и залегают на глубинах от 2900 до 3800 м.
Выше, в разрезе нижнего триаса (горизонты T-IV^ T-X) и нижней юры (горизонты J 1 -II, J 1 -1), выявлены небольшие по площади залежи, которые контролируются структурами третьего порядка (Соболохской, Неджелинской) и осложняющими их небольшими ловушками. Эти залежи, как правило, относятся к сводовому массивному (водоплавающему) типу. Залежь в горизонте T 1 -IV 6 пластовая, литологически экранированная.
Состав газов и конденсатов характерен для всех месторождений Хапчагайского вала. В газах пермских и нижнетриасовых залежей содержание метана достигает 91-93 %, азота 0,8-1,17%, углекислоты 0,3-0,7 %. Выход стабильного конденсата 72-84 см /м. В составе газов нижнеюрских залежей преобладает метан (94,5-96,8%). Выход стабильного конденсата значительно ниже, чем в газах пермских и нижнетриасовых залежей - до 15 см 3 /м 3 . Залежи сопровождаются нефтяными оторочками непромышленного значения.

Рис..2. Разрез продуктивных горизонтов Соболоохского газоконденсатного месторождения
.
Горизонт P 1 -II включает две залежи в Соболоохской и Неджелинской структурах, сложенные песчаниками и алевролитами мощностью до 50 м и перекрытые алевролитами и углистыми аргиллитами (рис. 8.2.). Первая из них залегает на глубине 3470-3600 м, вторая - 2970-3000 м. Тип залежей сводовый, литологически экранированный. Открытая пористость коллекторов 10,4 -18,8%, газопроницаемость 0,011 мкм 2 . Рабочие дебиты (по 4-м скважинам) от 56 до 395 тыс. м 3 /сут. Пластовое давление в Соболоохской залежи 48,1 МПа, температура +82°С, в Неджелинской соответственно 43,4 МПа, Т= : (+64 0 С).
Основная продуктивная залежь пласта Р 2 -1 приурочена к пачке песчаников и алевролитов в верхней части пермского разреза на глубине 2900-3750 м. Высота залежи около 800 м. Максимальная мощность газонасыщенных коллекторов 9,2 м. Тип коллекторов: поровый, трещинно-поровый. Открытая пористость 14,6%, газопроницаемость 0,037 мкм 2 . Пластовое давление 41,4 МПа, пластовая температура +76°С. Тип залежи: пластовый, сводовый, литологически экранированный. Дебиты газа от 47 тыс. м 3 /сут. до 1 млн. м 3 /сут. Выход конденсата 65,6 г/м 3 .
Залежь пласта Т 1 -IV Б локализована в средней части разреза неджелинской свиты в песчаниках и алевролитах. Залежь литологически экранируется по всему контуру и относится к пластовому, сводовому, литологически ограниченному типу. Глубина залегания 2900-3750 м. Мощность коллектора 5 м, открытая пористость 15,3%, газопроницаемость 0,298 мкм 2 . Выход конденсата до 55,2 г/м 3 . Дебиты газа 50 - 545 тыс. м 3 /сут. Пластовое давление 40,7 МПа, температура +77°С.
Залежи пластов Р 2 -I и T 1 -IV Б составляют единую термодинамическую систему и единый пермь-триасовый продуктивный горизонт.
Залежи пласта Т 1 -IV расположены в северном крыле Неджелинской брахиантиклинали. Западная залежь приурочена к Люксюгунской структурной террасе, восточная – к Неджелинской структуре на глубине 2900-3270 м. Газонасыщенная мощность пласта 4,6-6,8м. Коэффициент открытой пористости коллектора 18,9%, газопроницаемость 0,100 мкм 2 . Дебиты газа 126-249 тыс. м 3 /сут. Пластовое давление 33,9-35,5МПа, пластовая температура +69-+76°С.
Горизонт T 1 -X, расположенный на глубине 2594-2632 м. Он включает две залежи, расположенные друг над другом и изолированные алевролит-глинистой прослойкой. Дебит газа из нижней залежи 35-37 тыс. м 3
и т.д.................

Данные исследования выполнены автором на основании изучения литологии, стратиграфии и палеогеографии по материалам результатов глубокого бурения скважин на изученной территории. В основе проведенных исследований лежит детальная стратиграфия мезозойских отложений Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба, разработанная такими исследователями как Ю.Л. Сластенов, М.И. Алексеев, Л.В. Баташанова и др. Территория современной Вилюйской синеклизы и прилегающей части Предверхоянского прогиба в триасе представляла собой единый бассейн осадконакопления, фациальные условия в котором менялись от мелководно-морских до континентальных (аллювиальная равнина). В течение триасового периода площадь осадконакопления постепенно сокращалась за счет смещения западных границ бассейна на восток. В раннем триасе бассейн осадконакопления преимущественно представлял собой мелководное заливообразное море, которое открывалось в районе Верхоянского мегантиклинория в Палеоверхоянский океан . Этот седиментационный бассейн сохранял заливообразную форму и размеры, которые существовали в поздней перми и были унаследованы в триасе. В среднем триасе площадь бассейна постепенно сокращалась и его границы существенно сместились на восток. На изученной территории в эти эпохи в основном накапливались грубозернистые осадки в условиях мелкого моря и прибрежных равнин.

Предверхоянский прогиб

Вилюйская синеклиза

колебания уровня моря

регрессия

песчаник

конгломерат

1. Микуленко К.И., Ситников В.С., Тимиршин К.В., Булгакова М.Д. Эволюция структуры и условий нефтегазообразования осадочных бассейнов Якутии. – Якутск: Изд-во ЯНЦ СО РАН, 1995. – 178 с.

2. Петтиджон Ф.Дж. Осадочные породы. – М.: Недра, 1981. – 750 с.

3. Сафронов А.Ф. Историко-генетический анализ процессов нефтегазообразования. – Якутск: Издательство ЯНЦ, 1992. – 146 с.

4. Сластенов Ю.Л. Геологическое развитие Вилюйской синеклизы и Приверхоянского прогиба в позднем палеозое и мезозое // Минерагения, тектоника и стратиграфия складчатых районов Якутии. – Якутск, 1986. – С. 107–115.

5. Сластенов Ю.Л. Стратиграфия Вилюйской синеклизы и Приверхоянского прогиба в связи с их нефтегазоносностью: автореф. дис. ... д-ра наук. – СПб., 1994. – 32 с.

6. Соколов В.А., Сафронов А.Ф., Трофимук А.А. и др. История нефтегазообразования и нефтегазонакопления на Востоке Сибирской платформы. – Новосибирск: Наука, 1986. – 166 с.

7. Тучков И.И. Палеогеография и история развития Якутии в позднем палеозое и мезозое. – М.: Наука, 1973. – 205 с.

Вилюйская синеклиза является наиболее крупным элементом краевых депрессий Сибирской платформы. В целом синеклиза представляет собой отрицательную структуру округло-треугольного очертания, выполненную на поверхности мезозойскими отложениями, раскрывающуюся на восток, в сторону Предверхоянского прогиба. В современном плане они образуют единую крупную депрессию. Площадь Вилюйской синеклизы превышает 320000 км2, длина 625 км, ширина 300 км. Границы синеклизы условны . Северо-западная и южная проводятся чаще всего по внешнему контуру сплошного развития юрских отложений, западная - по резкому сужению поля их развития, восточная - по изменению простирания локальных структур с субширотного на северо-восточное. Наиболее неопределенна граница синеклизы с Приверхоянским прогибом в междуречье Лены и Алдана. В северной части она граничит с Анабарской антеклизой, с юга - с Алданской антеклизой. На юго-западе она сочленяется с Ангаро-Ленским прогибом части платформы. Восточная граница с Предверхоянским передовым прогибом диагностируется наименее отчётливо. Синеклиза сложена палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими осадками, общая мощность которых достигает свыше 12 км. Вилюйская синеклиза наиболее активно развивалась в мезозое (начиная с триаса). Разрез палеозойских отложений представлен здесь главным образом кембрийскими, ордовикскими, отчасти девонскими, нижнекаменноугольными и пермскими образованиями. На этих породах с размывом залегают мезозойские отложения. В строении синеклизы по отражающим сейсмическим горизонтам в мезозойских отложениях выделяют три моноклинали: на северо-западном борту синеклизы Хоргочумская, на юге Бескюельская и на востоке Тюкян-Чыбыдинская.

В составе синеклизы выделяют ряд впадин (Лунхинско-Келинская, Ыгыаттинская, Кемпедяйская, Линденская) и разделяющих их валообразных поднятий (Сунтарское, Хапчагайское, Логлорское и т.д.). Наиболее полно изучены с помощью геофизических методов и бурения Хапчагайское и Сунтарское поднятие, а также Кемпедяйская впадина.

Рис. 1. Район исследований. Название скважин и естественных обнажений см. в таблице

Основные естественные обнажения и скважины, данные по которым использовались автором в процессе работы над статьей

	Скважины и площади бурения		Обнажения
	Приленская		междуречье Байбыкан-Тукулан
	Северо-Линденская		р. Тенкече
	Средне-Тюнгская		р. Кельтер
	Западно-Тюнгская		р. Кыбыттыгас
	Хоромская		руч. Солнечный
	Усть-Тюнгская		р. Елюнджен
	Китчанская		р. Леписке, Моусучанская антиклиналь
	Нижне-Вилюйская		р. Леписке, Китчанская антиклиналь
	Южно-Неджелинская		р. Дянышка (среднее течение)
	Средне-Вилюйская		р. Дянышка (нижнее течение)
	Быраканская		р. Кюндюдей
	Усть-Мархинская		р. Бегиджан
	Чыбыдинская		р. Менкере
	Хайлахская		р. Ундюлюнг

	Ивановская

Предверхоянский прогиб представляет собой отрицательную структуру, в строении которой принимает участие комплекс каменноугольных, пермских, триасовых, юрских и меловых отложений. Вдоль складчатых обрамлений Западного Верхоянья прогиб в субмеридиональном направлении протягивается примерно на 1400 км. Ширина прогиба изменяется от 40-50 км на южных и северных его участках и от 100 до 150 км в центральных частях. Обычно Предверхоянский прогиб разделяют на три части: северную (Ленскую), центральную и южную (Алданскую), а также приплатформенную (внешнее крыло) и прискладчатую (внутреннее крыло) зоны прогиба. Нас интересуют центральная и южная части прогиба как территории, непосредственно прилегающие к Вилюйской синеклизе.

Центральная часть Предверхоянского прогиба располагается между р. Кюндюдей на севере и р. Тумарой на юге. Здесь прогиб испытывает коленообразный изгиб с постепенным изменением простирания структур с субмеридионального на субширотное. Внутреннее крыло прогиба здесь резко расширяется, образуя выступ складчатых структур - Китчанское поднятие, разделяющее Линденскую и Лунгхинско-Келинскую впадины. Если пригеосинклинальное крыло Предверхоянского прогиба в его центральной части ограничивается достаточно четко, то внешнее, платформенное крыло здесь сливается с Вилюйской синеклизой, граница с которой, как было сказано выше, проводится условно . В принятых границах внешнему крылу прогиба здесь принадлежат северо-восточные части. Названные впадины в районе устья р. Вилюй разделяются Усть-Вилюйским поднятием (25×15 км, амплитуда 500 м). Это поднятие на юго-западе отделяется неглубокой седловиной от Хапчагайского, а на северо-востоке срезается Китчанским надвигом, ограничивающим в этом районе Китчанское поднятие.

В рамках данной статьи рассмотрим более подробно особенности осадконакопления в среднетриасовом периоде, происходившего в пределах Вилюйской синеклизы и в центральной и южной частях Предверхоянского прогиба как территории, непосредственно прилегающие к Вилюйской синеклизе (рис. 1).

Толбонское время (анизийский - ладинский век) характеризуется началом значительной регрессии моря . На месте раннетриасового морского бассейна образуется обширная прибрежная равнина, в пределах которой аккумулировались грубые осадки. На территории Вилюйской синеклизы, в условиях прибрежной низменности, накапливались преимущественно полевошпат-граувакковые и олигомиктово-кварцевые песчаники, с включениями кварцевой и кремнистой гальки и кристаллов пирита средней пачки тулурской свиты. Породы слоистые, с углисто-слюдистым материалом на поверхностях наслоения, обогащены рассеянным органическим веществом (на это указывают прослои черных аргиллитов и алевролитов) и обломками обугленной древесины. Вследствие понижения региональных базисов эрозии и увеличения площади водосборов активизировалась эродирующая и транспортирующая деятельность рек, размыву подвергались осадки, накопившиеся близ побережий, из-за чего в бассейн стал поступать более грубозернистый материал. С территории близ расположенного континента во время паводков сносились и переносились береговыми течениями обломки деревьев, растительный детрит (рис. 2).

Рис. 2. Палеогеографическая схема толбонского времени

Условные обозначения к рисунку № 2.

В Предверхоянской части бассейна происходило накопление пород толбонской и эселяхюряхской свит. На территории распространения толбонской свиты характер осадконакопления отличался от условий седиментации в Вилюйской синеклизе. Здесь, в условиях то мелкого шельфа, то приморской низменной равнины, происходило накопление песчано-алевритовых осадков. В пляжевых, или островных условиях на относительной удаленности от береговой линии формировались песчано-гравийные и галечниковые линзы. Присутствие в породах внутриформационных конгломератов с плоской галькой глинистых пород позволяет предположить, что в периоды понижения уровня моря в акватории появлялись мелкие острова (останцы), выступы дельт, которые разрушались под воздействием абразии и эрозии и служили источником глинистой гальки и мелких валунов, переносимых вглубь бассейна прибрежными течениями и штормами.

В целом, если характеризовать среднетриасовую эпоху, можно сказать, что начавшаяся в раннем и продолжившаяся в среднем триасе регрессия вод морского бассейна существенно сказалась на характере осадконакопления. Формирование анизийских и ладинских отложений происходит в достаточно активной гидродинамической обстановке, что выразилось в широком распространении грубообломочных осадков. Описанная выше пестрота фаций этих эпох обусловлена четко выраженной мелководностью бассейна, следствием чего явилось широкое выдвижение дельтовых комплексов, а также частые колебания уровня морских вод. Все эти причины способствовали резким изменениям условий осадкообразования.

Библиографическая ссылка

Рукович А.В. ИСТОРИЯ ФОРМИРОВАНИЯ СРЕДНЕТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ВИЛЮЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ И ПРИЛЕГАЮЩИХ РАЙОНОВ ПРЕДВЕРХОЯНСКОГО ПРОГИБА // Успехи современного естествознания. – 2016. – № 5. – С. 153-157;
URL: http://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=35915 (дата обращения: 01.02.2020). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»

Специальность ВАК РФ25.00.12
Количество страниц 336

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ТЕРРИТОРИИ.

1.1. Характеристика разреза осадочного чехла.

1.2. Тектоника и история геологического развития.

1.2.1. Лено-Вшюйского осадочно-породного бассейна (ОПБ).

1.2.2. Восточно-Сибирского ОПБ.

1.3. Нефтегазоносность.

1.4. Изученность территории геолого-геофизическими методами и состояние с фондом нефтегазоперспективных структур в Вилюйской НТО.

Глава 2. ТЕХНИКО-МЕТОДИЧЕСКИЕ И ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Использование базы данных и технологической среды современной геоинформационной системы для решения поставленных задач

2.2. Геолого-геофизические модели объектов и территорий.

2.2.1. Разломно - блоковая тектоника.

2.2.1.1. Атыяхская площадь в Кемпеидяйской впадине.

2.2.1.2. Хатынг-Юряхская площадь в Лунгхинско-Келлинской впадине.

2.2.2. Структурные модели.

2.2.2.1. Средневилюйское и Толонское местороэюдение.

2.2.2.2 Хапчагайский мегавал и сопредельные территории.

2.2.3. Изучение характеристик роста Хапчагайского мегавала и контролируемых им поднятий.

2.2.4. Кластерные модели месторождений Хапчагайского мегавала

2.2.5. Спектрально-глубинные развертки.

Глава 3. ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ПРИРОДА ВИЛЮЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ, СТРУКТУР

ФУНДАМЕНТА И ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА.

3.1 Рельеф эрозионно-тектонической поверхности фундамента.

3.1.1. Геологическая природа грави-магнитных аномалий и кривых МТЗ при картировании рельефа кристаллического фундамента.

3.1.2. Сопоставление и анализ некоторых распространенных схем и карт рельефа кристаллического фундамента.

3.1.3. Особенности рельефа, установленные в процессе исследований

3.2. Тектоническая природа пликативных антиклинальных структур Вилюйской синеклизы.

3.2.1. Положительные структуры 1-го порядка (Хапчагайский и Логлорский мегавалы).

3.2.2. Локальные пликативные структуры.

3.3. Рифтогенез в геологической истории Вилюйской синеклизы и Лено-Вилюйского нефтегазоносного бассейна.

Глава 4. ТЕКТОНИЧЕСКАЯ АКТИВИЗАЦИИ РАЗЛОМНЫХ СИСТЕМ В ФОРМИРОВАНИИ ОСАДОЧНО-ПОРОДНЫХ БАССЕЙНОВ КРАЕВЫХ ДЕПРЕССИЙ ВОСТОКА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ.

4.1. Проблемные вопросы взаимосвязи разломообразования в текто-носфере и эволюции осадочно-продных бассейнов.

4.2. Изучение особенностей пространственно-азимутальных распределений систем глубинных разломов.

4.3. Активизации разломной тектоники и ее влияние на соотношение структурных планов и седиментацию разновозрастных комплексов отложений осадочно-породных бассейнов.

Глава 5. ПРОГНОЗНЫЕ ОЦЕНКИ ОТКРЫТИЯ НОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ НА

ТЕРРИТОРИИ ВИЛЮЙСКОЙ НГО.

5.1. Отложения верхнепалеозойско-мезозойского структурного комплекса.

5.1.1. Перспективы открытия новых месторождений на основе ГИС-технологий.

5.1.2. Геолого-математическое прогнозирование запасов, новых залежей и месторождений УВ на территории Хапчагайского мегавала.

5.2. Отложения рифей-нижненепалеозойского структурного комплекса

5.3. Оценка прогнозных результатов на основе выявленных закономерностей размещения залежей углеводородов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Структуры и нефтегазоносность Вилюйской синеклизы и прилегающей части Предверхоянского краевого прогиба»

Актуальность. Представленная к защите работа посвящена изучению территории Вилюйской синеклизы и центральной части Предверхоянского прогиба, входящей в систему краевых зон востока Сибирской платформы. В Вилюйской синеклизе расположена одноименная нефтегазоносная область (Вилюйская НГО), в которой промышленная добыча газа осуществляется с 1967 г. из месторождений, открытых в 60-х годах в верхнепа-леозойско-мезозойских отложениях. Несмотря на долголетнюю историю геологического и геофизического изучения (территория покрыта сейсморазведкой MOB, грави- и магнитометрической съемками, измерениями МТЗ и, частично, аэрокосмическими наблюдениями), ряд вопросов геологии этого региона исследован пока недостаточно. Невыясненными остаются также перспективы открытия здесь новых месторождений, весьма актуальных для восполнения и расширения сырьевой базы.

Создание в Восточной Сибири мощных региональных нефтегазодобывающих комплексов - важнейшая проблема экономики России. Только на основе собственной энергетической базы возможно освоение огромных минерально-сырьевых богатств региона. Актуальность работы состоит в том, что открытие новых месторождений углеводородного сырья в старой нефтегазоносной Вилюйской НГО, добыча газа в котором составляет основу газовой индустрии Республики Саха (Якутия), а фонд подготовленных перспективных структур исчерпан, требует более углубленного изучения геологического строения и развития этого крупного региона на основе анализа накопленных за 40-летний период геофизических данных и результатов глубокого бурения с использованием современных методов обработки многомерной информации и Геоинформационных технологий.

Цель и задачи исследований. Выявление закономерностей размещения месторождений углеводородного сырья и установление природы контролирующих их геологических структур на территории Вилюйской синеклизы и прилегающей центральной части Предверхоянского прогиба на основе изучения основных структурообразующих и контролирующих факторов (элементов строения нефтегазоносных бассейнов изучаемой территории) рельефа кристаллического фундамента, разломных структур и рифтовых систем.

Для достижения цели исследований поставлены следующие задачи: 1. Адаптировать для постановки и реализации геологических и нефтегазопоиско-вых задач современную Геоинформационную технологию ПАРК (Прогноз, Анализ, Распознавание, Картографирование); выработать методологический подход их решения, сочетающий создание цифровых моделей различных элементов геологического строения с неограниченными возможностями формально - логического анализа и картографирования, предоставляемые этой технологией.

2. Уточнить рельеф кристаллического фундамента.

3. Выявить генезис Хапчагайского и Малыкай-Логлорского мегавалов, контролирующих основные зоны нефтегазонакоплений в Вилюйской НГО, а также связанную с ним тектоническую природу Вилюйской синеклизы и классификационную характеристику нефтегазоносного бассейна на изучаемой территории. 4. Установить закономерности активизации разновозрастных систем разломов различной пространственной ориентации и их влияние на формирование структурных планов формационных комплексов разновозрастных осадочно-породных бассейнов.

5. Изучить условия и факторы, определяющие нефтегазоносность разновозрастных осадочно-породных бассейнов (ОПБ), получить новые данные для прогноза поисков новых залежей и месторождений УВ на территории Вилюйской НГО и выявить геологические закономерности их размещения.

Фактический материал и методы исследований

Диссертация основана на материалах автора, полученных в процессе многолетних геолого-геофизических исследований - поисков и разведки первых месторождений Хапчагайского мегавала и последующем изучении территории Западной Якутии методами структурной геофизики. В этих работах автор участвовал в качестве геофизика (1963-1979 г.г.), а затем в качестве главного геофизика треста "Якутскгеофизика" (1980-1990 г.г.). В диссертации использованы результаты научно-исследовательских и тематических работ, выполненных под руководством автора, в рамках республиканской научно-технической программы "Нефтегазовый комплекс Республики РС(Я)" по темам: "Геолого-геофизические модели газоносных территорий на примере Хапчагайского мегавала и Западного Верхоянья" (1992-1993 г.г.); "Уточнение структурного плана Хапчагайского мегавала и выявление структур для постановки глубокого бурения на основе комплексной обработки данных" (1995-1998 г.г.); "Геолого-геофизические модели 2-го структурного этажа центральной и восточной частей Вилюйской НГО и перспективы их нефтегазонос-ности" (2000-2001 г.г.). В диссертацию вошли также результаты договорных научно-исследовательских работ (под руководством автора) с Госкомитетом по геологии и недропользованию PC (Я), АО "Якутскгео-физика" и компанией "Саханефтегаз" по темам: "Внедрение компьютерных технологий для решения задач прогноза перспектив нефтега-зоносности Вилюйской НГО" (1995-1997 г.г.); "Прогнозная оценка потенциально газоносных территорий Вилюйской НГО на основе передовых методик и технологий" (1999

2000 г.г.); "Изучение особенностей размещения скоплений УВ на нефтегазоносных территориях Западной Якутии" (2001-2002 г.г.).

Основными методами исследований явились: комплексная обработка картографической геолого-геофизической информации с использованием компьютерной ГИС - технологии ПАРК и по геофизическим программам; геолого-математическое прогнозирование; геолого-геофизическое моделирование потенциальных полей; статистический, дисперсионный, факторный, корреляционный и кластерный анализы многомерной информации.

Защищаемые положения

1. В рельефе кристаллического фундамента Вилюйской синеклизы обособлен протяженный Ыгыаттинско-Линденский мегапрогиб, разобщающий Алданский и Анабарский мегаблоки Сибирской платформы и Лунгхинско-Келинская впадина, которые обуславливают значительные глубины залегания фундамента (15-20 км) в ее центральной части.

2 Формирование Хапчагайского и Малыкай-Логлорского мегавалов, которые контролируют основные зоны нефтегазонакопления в Вилюйской НГО, связано с инверсией Вилюйского палеорифта (среднепалеозойской регенерации) в/нижт(меловук> эпоху. Ви-люйская синеклиза имеет авлакогенную природу и является структурой |&ерхнемелового возраста.

3. В краевых депрессиях востока Сибирской платформы проявляются разновозрастная активизация ранее заложенных систем разломов различных направлений и генераций и связанная с ней азимутальная переориентация структурных планов комплексов отложений разновозрастных осадочно-породных бассейнов, процессы которых имеют синхронный и направленный характер в течение геологического времени.

4. Закономерности размещения месторождений УВ и перспективы открытия новых месторождений в Вилюйской НГО определяются пространственно- временным взаимоотношением благоприятных зон генерации и аккумуляции углеводородов с континентальными рифтовыми зонами (авлакогенами); дополнительные перспективы этой территории связываются с горстовыми структурами, обусловленными контрастной разломно-блоковой тектоникой в рифейско-среднепалеозойских отложениях.

Научная новизна исследований. Впервые для всей территории Вилюйской синеклизы и центральной части Предверхоянского прогиба проведен комплексный анализ геолого-геофизических материалов с использованием современных методов обработки многомерной информации и Геоинформационных технологий. Научная новизна результатов состоит в следующем:

Получены принципиально новые данные о рельефе кристаллического фундамента -характере и глубине залегания его отдельных блоков и структур, вносящие существенные коррективы в существующие представления о тектонической природе и геологическом строении изучаемой территории;

Выявлены особенности формирования Хапчагайского и Малыкай-Логлорского ме-гавалов, а также Вилюйской синеклизы в целом, связанные с инверсией в палеорифтовых зонах (авлакогенах); установлено, что стадии развития Вилюйского нефтегазоносного бассейна генетически и синхронно по времени связаны со стадиями активизации Вилюйского палеорифта среднепалеозойской регенерации

Установлен характер активизации глубинной разломной тектоники и ее влияние на соотношения структурных планов разновозрастных структурно-формационных комплексов нефтегазоносных бассейнов, который увязывает тектоническую активизацию и процессы осадконакопления в единый процесс эволюции осадочно-породных бассейнов, объясняет стадийность их развития, и имеет отношение к онтогенезу углеводородов;

Показана для Лено-Вилюйского осадочно-породного бассейна взаимосвязь пространственного положения благоприятных зон аккумуляции УВ с континентальными рифто-выми зонами (авлакогенами), рассекающими платформенный борт бассейна, а для залегающего под ним рифей-нижнепалео-зойского бассейна - возможность существования контрастной разломно-блоковой тектоники; некоторые из обусловленных ею горстовых структур могут оказаться доступными для бурения во внутренних районах Вилюйской НГО, что существенно увеличивает перспективы этого структурного комплекса, нефтега-зоносность которого доказана на смежных территориях.

По сумме защищаемых положений получила подтверждение точка зрения, что исходя из генетического единства, главнейшими элементами осадочно-породных бассейнов Земли являются: рифтовые системы, внутри - и межрифтовые блоки; разломы различной природы, а также формы палеорельефа фундамента, определяющие макроструктуру осадочного чехла и онтогенез УВ [Д.А. Астафьев, 2000]. Дополнением к этой точке зрения на основе проведенных исследований является особая роль в эволюции ОПБ активизированных разломных систем (в т.ч. и рифтовых) и самого процесса их активизации.

Практическое значение работы:

Осуществлены на территорию Вилюйской НГО структурные региональные построения по нескольким геологическим реперам, залегающим вблизи продуктивных горизонтов, представляющие основу для текущего и долгосрочного планирования геологоразведочных работ на нефть и газ;

Построена прогнозная карта расположения областей и участков, перспективных для обнаружения газоконденсатных залежей и месторождений в верхнепалеозойско-мезозойских отложениях Вилюйской НГО;

Уточнены прогнозные запасы газа месторождений Хапчагайского мегавала, установлена высокая вероятность существования здесь не выявленного месторождения с прогнозными запасами газа порядка 75-90 млрд. м и локализовано его вероятное местонахождение вблизи осноаного разрабатываемого Средневилюйского месторождения;

Выделены на территоии Вилюйской синеклизы в рифей - нижнепалеозойских отложениях новые потенциально перспективные типы поисковых объектов - горстовые структуры и обоснованы рекомендации первоочеред-ного изучения Хатынг - Юряхско-го и Атыяхского горстовых поднятий, в связи с высокими перспективами открытия в них крупных месторождений;

Выработаны методические приемы выделения малоамплитудной тектоники на основе анализа структурных карт, построенных по данным бурения;

Разработана методика спектрально-глубинных разверток каротажных кривых (ПС и АК), предназначенная для изучения цикличности осадконакопления и корреляции разрезов глубоких скважин.

Апробация работы. Основные положения и отдельные разделы диссертационной работы обсуждались и представлялись на: научно-практической конференции "Проблемы методики поиска, разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений Якутии" (Якутск, 1983), всесоюзном совещании "Сейсмостратиграфические исследования при поисках нефти и газа" (Чимкент, 1986), юбилейной конференции, посвященной 40-летию института геологических наук СО РАН (Якутск, 1997), региональной конференции геологов Сибири и Дальнего Востока России (Томск, сентябрь, 2000), всеросийской юбилейной конференции геологов (Санкт-Петербург, октябрь, 2000), всеросийском XXXIV-м Тектоническом Совещании (Москва, январь, 2001), V-й международной конференции "Новые идеи в науках о земле" (Москва, апрель, 2001), V-й международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа" (Москва, май-июнь, 2001), объединенном ученом совете АН PC (Я) по науке о земле (1996, 1998, 1999), НТС Государственной нефтегазовой компании Саханефтегаз (1994, 2001), НТС Минпрома PC (Я) (1996), НТС Государственного комитета по Геологии и Недропользованию (2001), научных конференциях геологоразведочного факультета университета (1986, 1988, 2000), расширенном заседании кафедры геофизики ГРФ ЯГУ (2001).

Практические результаты работы, рассмотренны на НТС Министерства промышленности (протокол № 17-240 от 30.12.1996 г.), компании "Саханефтегаз" (протокол НТС № 159 от 28.12.2000 г.) и Госкомгеологии РС(Я) (протокол НТС № 159 от 28.12.2000 г.) и рекомендованы к внедрению. По теме диссертации опубликовано 32 научные публикации.

Автор благодарит профессоров А.В. Бубнова, B.C. Имаева, В.Ю. Фридовского, Э.С. Якупова; д. г.-м. наук К.И. Микуленко и к. г.-м. наук B.C. Ситникова за критические замечания и высказанные пожелания на промежуточном этапе подготовки работы, которые автор постарался учесть, а также к. г.-м. наук A.M. Шарову за помощь в обработке материалов и подготовке диссертационной работы. Особая признательность академику Республики Саха (Я), профессору, д. г.-м. наук А.Ф. Сафронову за плодотворные консультации в процессе работы над диссертацией.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Берзин, Анатолий Георгиевич

Результаты исследования приращений AFt с помощью критерия Родионова F(r02) и оценки объёма природной совокупности N

AF; V(r02) Результаты исследований

0,007 0,008 ~ Л AFn =0,0135, N =70; Н0 при N =70, « = 16 отвергается,

0,034 0,040 AFn =0,041, N = 23; Но принимается, т.к. %в (при N =23;

0,049 0,050 4,76 «=16)=2.31<^=3,84

0,058 0,059 11,9 Граница ложная, т.к. V(MS , Ms+l) = 3,8 < %т = 3,84

В результате исследования функции распределения запасов Fn(Qm) (таблицы 5.1.5 и 5.1.6) получена оценка объёма природной совокупности по формуле: = (3)

AF вытекающей из соотношения (1). л 1-0,041 jV = -^ ^ л = 23 залежам газа. 0,041

С целью взаимного контроля используются ещё две формулы оценки объёма прил родной совокупности N . В первом из них оценка N вычисляется по формуле:

N= М(/)0 + 1)-1, (4) найденной из выражения математического ожидания

М(/) = п +1 являющегося первым начальным моментом функции распределения вероятностей:

Cn , (5) где I целочисленные значения соответствующие приращениям AF, (1 = 1) 2 AF(I = 2), (N-n+l) AF(I = N-n + l).

Во втором случае объём природной совокупности оценивается по формуле

N - --1. (6) пх полученной на основании (5).

Использование формул (4) и (6) привело к следующим результатам: N =22, N=25 Исследования с помощью распределения (5) и критерия Пирсона [Дж. С. Дэвис,

1=1 М(И7) где / - может принимать значения 1, 2,., N - п +1; rij - фактическое число членов подмножеств Mt, установленные на основании изучения последовательности AFi с применением критериев Родионова распределения (5); М(пj) -математическое ожидание числа членов Mt, вычисленное по формуле M{rij) = P(I) " п, где п объём выборки, а вероятность Р(1) вычисляется по формуле (5) показали:

N=22 «=16 N=23 «=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 =25 П= 16 ад. />(/) n,

1 0,64 10,24 11 0,056

2 0,24 3,84 4 0,006

Во всех трех рассмотренных вариантах получены значения хв меньше табличного 3,84, при уровне значимости 0,05 и одной степени свободы. Это означает, все они не противоречат нулевой гипотезе

H0:P(I;n,N) = P(I-n,N), (8) при альтернативе

Hx\P{I\n,N)*P{I\n,N) (9) и могут быть приняты. Наименьшими, но одинаковыми значениями %в = 0,062 характеризуются оценки N = 23 и N=25. Однако N- 25 отмечается наибольшая близость между разведанными запасами и вычисленными по найденному уравнению, о чём свидетельствует значение коэффициента корреляции г = 0,9969 (для N-22 - г - 0,9952; N= 23 - г = л

0,9965). При N=25, в числе прогнозируемых имеются четыре значения запасов более близкие к исключённым из выборки, по сравнению с результатами прогноза по двум дру

Л. А гим оценкам {N=22 и N= 23). На основании изложенного за оценку объёма природной совокупности N принято N = 25.

Располагая функцией распределения вероятностей Fn(Qm) и знаниями о виде описывающей функции F(x), можно построить распределение исходной природной совокупности Fn (Qm) . Для этого вычисляются mN - --, затем ^ N , и ут и

Д7? iV +1 ^ находится уравнение + 6, (10) для случая использования в качестве описывающей функции логнормального распределения)

По найденному уравнению (10) оцениваются все значения Q\,Q2i---->Qft Прогнозные запасы в необнаруженных залежах нефти или газа определяются путём исклюА чения из полученных N значений запасов разведанных залежей.

В таблице 5.1.7 приводятся результаты оценки прогнозных и потенциальных запасов Хапчагайской природной совокупности.

При вычислении величин запасов использовалось уравнение = 0.7083^ + 3,6854, (11)

Коэффициент корреляции: г = 0,9969.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Открытие новых месторождений углеводородного сырья в Вилюйской синеклизе, добыча газа в которой составляет основу газовой индустрии республики Саха (Якутия), имеет важное народно-хозяйственное значение как для этой республики, так и для всего Дальнего Востока России. Решение этой проблемы требует дальнейшего углубленного изучения геологического строения и развития этого крупного региона, составляющего Вилюйскую нефтегазоносную область, в том числе путем анализа накопленных за 40-летний период геолого-геофизических данных с использованием современных методов обработки многомерной информации и геоинформационных технологий. Наиболее актуальным является выявление закономерностей размещения месторождений УВ и установление природы контролирующих их геологических структур на основе изучения главных структурообразующих факторов: рельефа кристаллического фундамента, разломных структур и рифтовых систем.

Проведенный впервые на территории Вилюйской синеклизы и прилегающей части Предверхоянского прогиба комплексный анализ геолого-геофизических материалов с использованием указанного выше методического подхода позволил уточнить существующие и обосновать новые представления о геологическом строении, геологическом развитии и нефтегазонос-ности крупного региона

1. В рельефе кристаллического фундамента Вилюйской синеклизы обособлен протяженный Ыгыаттинско-Линденский мегапрогиб, разобщающий Алданский и Анабарский ме-габлоки Сибирской платформы и Лунгхинско-Келинская впадина, которые имеют сходную тектоническую природу и глубины залегания фундамента до 20 км.

По геофизическим материалам получены новые данные о рельефе кристаллического фундамента, характере и глубине залегания его отдельных блоков и структур. Принципиально новым и важным структурным элементом, выделяемым по данным построениям, является линейно вытянутый в северо-восточном направлении обширный и протяженный Ыгыаттинско-Линденский мегапрогиб с аномальной глубиной залегания (более 20 км), в котором Линденская впадина объединяется по фундаменту с Ыгыаттинской. Ранее глубины залегания здесь оценивались не более чем в 12- 14 км. Плановые положения мегапрогиба и одноименных депрессий верхнепалеозойско-мезозойских отложений смещены, а их региональные простирания существенно различаются.

2. Тектоническая природа Хапчагайского и Малыкай-Логлорского мегавалов, которые контролируют основные зоны нефтегазонакопления в Вилюйской НГО, связана с инверсией Вилюйского среднепалеозойско-мезозойского палеорифта. Вилюйская синеклиза является структурой позднемелового возраста.

Показано, что образование Хапчагайского и Малыкай-Логлорского мегавалов, особенности тектонического строения которых идентифицируют положение Ыгыаттинско-Линденского мегапрогиба и Лунгхинско-Келинской впадины как положение ископаемых рифтовых зон (авлакогенов), обусловлено проявлением завершающей стадии развития регенерированной Вилюйской палеорифтовой системы - ее инверсией. Время инверсии в основном - апт дает основание считать Вилюйскую синеклизу структурой позднемелового возраста, а предшествующие этому времени эпохи ее развития рассматривать как стадию проседания палеорифтовой системы. Тектоническая активность Вилюйского палеорифта тесно связана с развитием Верхоянской складчатой области и имеет с ней совместный (одновременный или с небольшим смещением по времени) сопряженный кинематический характер и режим тектонических движений.

Предполагается, что Лено-Вилюйский нефтегазоносный бассейн по современной классификации Б.А. Соколова следует относить к бассейнам платформенно-окраинного подтипа класса наложенных синеклиз и впадин.

3. В краевых депрессиях востока Сибирской платформы проявляются разновозрастная активизация ранее заложенных систем разломов различных направлений и генераций и связанная с ней азимутальная переориентация структурных планов комплексов отложений разновозрастных осадочно-породных бассейнов. Процессы имеют синхронный и направленный характер в течение геологического времени.

Выполненными исследованиями впервые установлено существование взаимосвязанных процессов активизации глубинных разломов и переориентации структурных планов структурно-формационных комплексов разновозрастных осадочно-породных бассейнов, увязывающих тектоническую активизацию и седиментацию в единый процесс эволюции ОПБ. Сделаны выводы о доминирующем влиянии конседиментационно-активных (бас-сейнообразующих) разломов на процессы седиментации и стадийность развития осадочно-породных бассейнов и онтогенез УВ. Предполагается, что активизация может быть обусловлена механизмом планетарного характера, так и процессами, происходившими в протерозое-фанерозое в зонах сочленения Сибирского континента с другими континентальными блоками.

4. Закономерности размещения и перспективы открытия новых месторождений в Вилюйской НГО определяются пространственным взаимоотношением благоприятных зон генерации и аккумуляции углеводородов с континентальными рифтовыми зонами (авлакогенами); дополнительные перспективы этой территории связываются с горстовыми структурами, обусловленными контрастной разломно-блоковой тектоникой в рифейско-среднепалеозойских отложениях

Показано, что тектонофизическая обстановка в постюрское время в пределах Вилюйской НГО Лено-Вилюйского ОПБ характеризовалась сближение зон генераций УВ в ней с зонами подстилающего бассейнового комплекса и наложением их в пределах глубоких Ыгыаттинско-Линденской и Лунгхинско-Келинской депрессий (авлакогенов). В контурах наложения зон были созданы благоприятные условия формирования залежей на поднятиях Хапчагайского и Малыкай-Логлорского мегавалов и других структурах за счет преимущественной вертикальной миграции, в том числе из отложений рифейско-нижнепалеозойского ОПБ. Перспективы открытия здесь новых месторождений подтверждаются построением прогнозных карт на основе анализа многомерной информации с использованием геоинформационных систем и геолого-математического прогнозирования.

В результате проведенных исследований получила подтверждение точка зрения некоторых исследователей, что главнейшими элементами осадочно-породных бассейнов Земли являются: рифтовые системы, внутри - и межрифтовые блоки; разломы различной природы, а также формы палеорельефа фундамента, определяющие макроструктуру осадочного чехла и онтогенез УВ. Дополнением к этой точке зрения на основе проведенных исследований является особая роль в эволюции ОПБ активизированных разломных систем (в т.ч. и рифтовых) и самого процесса их активизации.

Практическое значение диссертационной работы определяется результатами проведенных исследований, имеющих практическое приложение. Построена прогнозная карта расположения областей и участков, перспективных для обнаружения газоконденсатных залежей и месторождений в верхнепалеозойско-мезозойских отложениях Вилюйской НГО. Уточнены прогнозные запасы газа месторождений Хапчагайского мегавала, установлена высокая вероятность существования здесь еще не выявленного месторождения с прогнозными запасами газа порядка 75-90 млрд. м и локализовано его вероятное местонахождение вблизи разрабатываемого Средневилюйского месторождения. Обоснованы рекомендации первоочередного изучения Хатынг - Юряхского и Атыяхского горстовых поднятий в рифей - нижнепалеозойских отложениях, в связи с высокими перспективами открытия в них крупных месторождений. Осуществлены региональные структурные построения по нескольким геологическим реперам, залегающим вблизи продуктивных горизонтов, представляющие основу для текущего и долгосрочного планирования поисковых и разведочных работ на нефть и газ. Разработаны методические приемы выделения малоамплитудной тектоники на основе анализа структурных карт, построенных по данным бурения, и методика спектрально-глубинных разверток данных геофизических исследований в скважинах, предназначенная для изучения цикличности осадконакопления и корреляции разрезов глубоких скважин.

Эти результаты рассмотривались на НТС Министерства промышленности PC (Я), Госкомгеологии PC (Я), компании "Саханефтегаз" и треста "Якутскгеофизики" и рекомендованы к внедрению

Список литературы диссертационного исследования доктор геолого-минералогических наук Берзин, Анатолий Георгиевич, 2002 год

1. Андреев Б.А., Клушин. И.Г. Геологическое истолкование гравитационных аномалий. -Л.: Недра, 1965.-495 с.

2. Алексеев Ф.Н. Теория накопления и прогнозирования запасов полезных ископаемых. Томск: Изд-во Том. ун-та. 1996. -172 с.

3. Алексеев Ф.Н., Берзин А.Г., Ростовцев В.Н. Прогнозная оценка перспектив на открытие залежей газа в Хапчагайской природной совокупности // Вестник РАЕН, вып. 3, Кемерово: Изд-во Западно-Сибирского отделения, 2000. -С. 25-36.

4. Алексеев Ф.Н., Ростовцев В.Н., Паровинчак Ю.М. Новые возможности повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ. Томск: Изд-во Томского унта, 1997. 88 с.

5. Альперович И.М., Бубнов В.П., Варламов Д.А. и др. Эффективность магнито-теллурических методов электроразведки при изучении геологического строения нефтегазоперспективных территорий СССР /. Обзор, изд. ВИЭМС, 1997.

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

7. Астафьев Д.А. Природа и главные элементы строения осадочных бассейнов земли. // Тезисы докладов V-й международной конференции "Новые идеи в науках о земле".-М.: ,2001. -С. 3.

8. Бабаян Г.Д. Тектоника и нефтегазоносность Вилюйской синеклизы и прилегающих районов по геофизическим и геологическим материалам. - Новосибирск: Наука, 1973. 144 с.

9. Бабаян Г.Д. Строение фундамента восточной части Сибирской платформы и его отражение в осадочном чехле /Тектоника Сибири. T.III. М., Наука, 1970. Стр. 68-79.

10. Бабаян Г.Д. Краткая характеристика и основные положения геологической интерпретации магнитных и гравитационных аномалий /Геологические результаты геофизических исследований в Якутской АССР. Иркутск, 1972. Стр. 17-27.

11. Бабаян Г.Д., Дорман М.И., Дорман Б.Л., Ляхова М.Е., Оксман С.С. Закономерности распределения физических свойств горных пород // Геологические результаты геофизических исследований в Якутской АССР. Иркутск, 1972 . Стр. 5-16.

12. Бабаян Г.Д., Мокшанцев К.Б., Уаров В.Ф. Земная кора восточной части Сибирской платформы. Новосибирск, Наука,1978.

13. Бабаян Г.Д. Тектоника и нефтегазоносность Вилюйской синеклизы и прилегающих районов по геофизическим и геологическим материалам. Новосибирск: Наука, 1973. -С. 144 с.

14. Баженова ОК Бурлин ЮК Соколов БА Хаин BE Геология и геохимия нефти и газа. -М.: МГУ, 2000.- С. 3-380.

15. Бакин В.Е., Микуленко К.И., Ситников B.C. и др. Типизация нефтегазоносных бассейнов Северо-Востока СССР // Осадочные бассейны и неф-тегазоносность. Докл. сов. геологов на 28-й сессии Междунар. геол. конгресса. Вашингтон, июль 1989. М., 1989.-С. 54-61.

16. Бакин В.Е. Закономерности размещения залежей газа в мезозойских и пермских отложениях Вилюйской синеклизы: Автореф. диссертации, канд. геол.-минерал, наук. -Новосибирск: 1979. С. 3-20 .

17. Бакин В.Е., Матвеев В.Д., Микуленко К.И. и др. О методике регионального изучения и оценке перспектив нефтегазоносности краевых зон Сибирской платформы В кн.: Литология и геохимия осадочных толщ Западной Якутии. Новосибирск: Наука, 1975, -С. 26-45.

18. Березкин В.М. Применение гравиразведки для поисков месторождений нефти и газа. -М.: Недра, 1973.

19. Берзин А.Г. Некоторые аспекты использования принципов сейсмостратиграфии при разведке на нефть и газ в Якутии // Сейсмостратиграфические исследования при поисках месторождений нефти и газа,- Алма-Ата: Наука, 1988.- С. 196-203.

20. Берзин А.Г., Мурзов А.И., Поспеева Н.В. О возможности прогнозирования карбонатных коллекторов по данным сейсморазведки // Геофизические исследования в Якутии,- Якутск: ЯГУ, 1992 .-С.9-15.

21. Берзин А.Г, Зубаиров Ф.Б., Мурзов А.И. и др. Изучение седиментационной цикличности по материалам акустического каротажа скважин // Стратиграфия и тектоника полезных ископаемых Якутии.- Якутск: ЯГУ, 1992. С.89-95.

22. Берзин А.Г, Зубаиров Ф.Б., Шабалин В.П. и др. Прогнозирование продуктивного поля Талаканского месторождения по комплексу геолого-геофизических данных. // Геофизические исследования в Якутии.- Якутск: ЯГУ, 1992.-С.15-23.

23. Берзин А.Г., Зубаиров Ф.Б. Установление цикличности осадконакопления по данным ГИС // Геофизические исследования при изучении геологического строения нефтегазоносности областей Сибири.- Новосибирск: СНИИГГиМС, 1992. -С.89-95.

24. Берзин А.Г. Геолого-геофизические модели Средневилюйского газоконденсатного месторождения // Ученые записки ЯГУ. Серия: Геология, География, Биология // 60 лет высшего образования Республики Саха (Я).- Якутск: ЯГУ, 1994. С. 63-75.

25. Берзин А.Г., Шарова А. М. и др. К вопросу о разломной тектонике на Атыяхской площади. // Геофизические исследования в Якутии,- Якутск: ЯГУ, 1995.- С. 140-149.

26. Берзин А.Г., Бубнов А.В. и др. Уточнение структурных аспектов геологической модели Средневилюйского газоконденсатного месторождения // Геология и полезные ископаемые Якутии. Якутск: ЯГУ, 1995.- С. 163-169.

27. Берзин А.Г., Берзин С.А. и др. К вопросу выделения Атыяхской структуры в Кемпендяйской впадине по геофизическим данным // Вопросы геологии и горного дела Якутии.-Якутск: ЯГУ, 1997,-С.47-51.

28. Берзин А.Г., Шарова A.M., Берзин С.А. и др. К вопросу обоснования заложения глубокой скважины на Атыяхской структуре в Кемпендяйской впадине //

29. Геологическое строение и полезные ископаемые республики Саха (Я) // Материалы конференции. Якутск: ЯНЦ СО РАН, 1997. - С. 3-4.

30. Берзин А.Г., Бубнов А.В., Берзин С.А. К проблеме возобновления поисковых работ в Вилюйской НГО // Наука и образование. Якутск: ЯНЦ СО РАН, 1998. - С. 50-55.

31. Берзин А.Г., Шарова A.M. Перспективы нефтегазопоисковых работ на площади Хатынг-Юряхской гравитационной аномалии // Геологическое строение и полезные ископаемые республики Саха (Я). Якутск: ЯГУ, 1999.- С.

32. Берзин А.Г., Бубнов А.В, Алексеев Ф.Н. Перспективы открытия новых газокон-денсатных месторождений в Вилюйской НГО Якутии // Геология нефти и газа. 2000. -№ 5. - С. 6-11.

33. Берзин А.Г., Ситников B.C., Бубнов А.В. Геолого-геофизические аспекты глубинного строения Вилюйской синеклизы // Геофизика.- 2000. № 5. - С. 49-54.

34. Берзин А.Г. Некоторые особенности строения месторождений Хапчагайского мегавала по результатам анализа многомерной информации // Геофизические исследования в Якутии. Якутск: ЯГУ, 2000. - С. 140-144.

35. Берзин А.Г. Тектоническая природа Хапчагайского и Малыкай-Логлорского мегавалов Вилюйской синеклизы Якутии // Материалы региональной конференции геологов Сибири и Дальнего Востока.- Томск: 2000.- т.1.- С.93-95.

36. A3. Берзин А.Г. Новые данные о строении и газоносности Вилюйского геологического региона Якутии // Материалы всероссийского съезда геологов и научно-практической геологической конференции. Санкт-Петербург: 2000. -С. 126.

37. Берзин А.Г. Разломная тектоника Вилюйской синеклизы и нефтегазоносность // Наука и образование. Якутск: ЯНЦ СО РАН, 2001. - № 4. - С. 28-32.

38. Берзин А.Г. Разломная тектоника Вилюйской синеклизы в связи с нефте-газоносностью // Тектоника неогея общие и региональные вопросы // Материалы XXXIV-ro тектонического совещания. - М.: Геос, 2001.-С. 47-50.

39. Берзин А. Г. Новые данные о строении и газоносности Вилюйского геологического региона Якутии // Вестник Госкомгеологии,- Якутск: ЯНЦ СО РАН, 2001. №1.- С. 7-9.

40. Берзин А.Г. Особенности тектоники осадочно-породных бассейнов востока Сибирской платформы // Новые идеи в науках о земле // Тезисы докладов V-й международной конференции.- М.: МГУ, 2001. С. 207.

41. Берзин А.Г. Эволюция нефтегазоносных бассейнов и разломной тектоники на востоке Сибирской платформы // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа // Материалы V-й международной конференции.- М.: МГУ, 2001, т. 1 С. 53-55.

42. Берк К. Эволюция континентальных рифтовых систем в свете тектоники плит. Вкн.: Континентальные рифты.-М.: Мир, 1981, с. 183-187.

43. Бердичевский М.Н., Яковлев И.А. Новые методы теллурических токов // Разведка и охрана недр,- 1963.- № 3.- Стр. 32-37.

44. Бобров А.К., Соломон А.З., Гудков А.А., Лопатин С.С. Новые данные о геологии и нефтегазоносности Ботуобинской седловины // Новые данные о геологии и нефтегазоносности Якутской АССР. -Якутск, 1974. Стр. 22-40.

45. Брод И.О. Основы учения о нефтегазоносных бассейнах.- М.: Недра. 1964.

46. Булина Л.В., Спижарский Т.Н. Гетерогенность фундамента Сибирской платформы.

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

48. Булгакова М.Д., Колодезников И.И. Среднепалеозойский рифтогенез на Северо

49. Востоке СССР; осадконакопление и вулканизм. -М.; Наука, 1990.-256с.

50. Вассоевич Н.Б., Геодекян А.А., Зорькин Л.М. Нефтегазоносные осадочные бассейны // Горючие ископаемые: Проблемы геологии и геохимии нефтидов. М.: Наука, 1972. - С. 14-24.

51. Вассоевич Н.Б. О понятии и термине "осадочные бассейны" // Бюл. Моск. о-ваиспыт. природы. Отд. геол. 1979. - Т.54, вып. 4. - С. 114-118.

52. Вассоевич Н.Б., Архипов А.Я., Бурлин Ю.К. и др. Нефтегазоносный бассейн -основной элемент нефтегеологического районирования крупных территорий // Вести. МГУ. Сер. 4. Геология. 1970. - №5. - С. 13-24.

53. Вассоевич Н.Б., Соколов Б.А., Мазор Ю.Р. и др. Проблемы тектоники нефтегазоносных областей Сибири. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1977. - С. 95-106. (Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 125).

54. Вейнберг М.К, Солощак М.М. Эффективность применения прямых поисков залежейнефти и газа в Западной Якутии //Геологические и экономические аспекты освоения нефтегазовых ресурсов Якутии. Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1988. - С. 17-25.

55. Высоцкий И.В. Вертикальная зональность в образовании и распределении скоплений углеводородов. В кн.: Генезис нефти и газа. - М.: Недра, 1967. - С. 201-208.

56. Вялков В.Н., Берзин А.Г. и др. Пути совершенствования обработки и интерпретации геофизических исследований с использованием ЭВМ // Проблемы методики поиска разведки и освоения нефтегазовых месторождений Якутии.- Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1983.-С.34-37.

57. Витте Л.В., Одинцов М.М. Закономерности формирования кристаллического фундамента//Геотектоника, 1973, № 1.

58. Вихерт А.В. Механизм образования складчатости и ее морфология // Тектоника Сибири, том X.I.-Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1983.С.46-50.

59. Гаврилов В.П. Общая и региональная геотектоника. М.: Недра, 1986,- С.-184.

60. Гарбар Д.И. Две концепции ротационного происхождения регматической сети // Геотектоника.-1987.- №1.- С.107-108.

61. Гафаров Р.А. Сравнительная тектоника фундамента и типы магнитных полей древних платформ. М.: Наука. -1976.

62. Гайдук В.В. Вилюйская среднепалеозойская рифтовая система. -Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1988. 128 с.

63. Геоинформационная система ПАРК (руководство пользователя). Часть5. Анализ и интерпретация данных,- М.: Ланэко, 1999. -81 с.

64. Геоинформационная система ПАРК (Версия 6.01) Руководство пользователя. -М.: Ланэко, 2000. -98с.

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

66. Геология СССР. Т. 18. Западная часть Якутской АССР. 4.1: Геологическое описание. Кн. 1 -М.: Наука, 1970.-С 535

67. Геология и полезные ископаемые Якутии. Якутск: БНТИ ЯФ СО АН СССР, 1978. С 28-30.

68. Геология нефти и газа Сибирской платформы / Ред. А.Э. Конторович, B.C. Сурков, А.А. Трофимук М.: Недра, 1981,- 552 с.

69. Гзовский М.В. Основы тектонофизики.- М.: Наука,1975.

70. Глубинное строение и тектоника фундамента Сибирской платформы / Э.Э. Фотиади, М.П. Гришин, В.И. Лотышев, B.C. Сурков. В кн.: Тектоника Сибири.- Новосибирск: Наука,1980,- т. VIII.- С. 31-36.

71. Гольдшмит В.И. Региональные геофизические исследования и методика их количественного анализа.- М.: Недра, 1979.

72. Горнштейн Д.К., Гудков А.А., Косолапов А.И. и др. Основные этапы геологического развития и перспективы нефтегазоносности Якутской АССР. М.: Изд-во АН СССР, 1963. -240 с.

73. Горнштейн Д.К., Мокшанцев К.Б., Петров А.Ф. Разломы восточной части Сибирской платформы // Разломная тектоника территории Якутской АССР. Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1976. - С 10-63.

74. Гринберг Г.А., Гусев Г.С., Мокшанцев К.Б. Тектоника формирования земной коры и полезные ископаемые Верхояно-Чукотской области.- в кн. Тектоника территории СССР и размещение полезных ископаемых. М.: Наука.- 1979.

75. Гришин М.П., Пятницкий В.К., Ремпель Г.Г. Тектоническое районирование и рельеф фундамента Сибирской платформы по геологическим и геофизическим данным // Тектоника Сибири. М.: Наука, 1970 - Т. 3,- С.47-54.

76. Гудков А.А. Тектоника осадочного чехла Вилюйской синеклизы и прилегающих районов Предверхоянского прогиба. - В кн.: Тектоника, стратиграфия и литология осадочных формаций Якутии. Якутск: Кн. изд-во, 1968.- С. 32-41.

77. Гусев Г.С., Петров А.Ф., Протопопов Ю.Х. и др. Структура и эволюция земной коры Якутии. М.: Наука, 1985. - 248 с.

78. Делимость земной коры и палеонапряжения в сейсмоактивных и нефтегазоносных регионах Земли / Т.П. Белоусов, С.Ф. Куртасов, Ш.А. Мухамедиев.- М.: РАН, ОИНФЗ им. Шмидта, 1997.

79. Дж. Вэн. Райзин Классификация и кластер (перевод с английского).- М.: Мир, 1980. -385 с.

80. Дж. С. Дэвис. Статистический анализ данных в геологии (перевод с английского). -М.: Недра. 1990. Т.2-426с.

81. Долицкий А.В. Образование и перестройка тектонических структур М.: Недра, 1985.-216 с.

82. Дорман М.И., Дорман Б.Л. Строение поперечного Вилюйского мезозойского бассейна. В кн.: Геологические результаты геофизических исследований в

83. Якутской АССР. Иркутск: Кн. изд-во, 1972. С. 28 - 40.

84. Дорман М.И., Дорман Б.Л., Матвеев В.Д., Ситников B.C. Новые данные о геологическом строении и перспективы нефтегазоносности Вилюйской синеклизы. -В кн.: Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений в Якутской АССР. -Якутск: 1976,- С. 88-102.

85. Жданов М.С., Шрайбман В.И. Корреляционный метод разделения геофизических аномалий,- М.: Недра,1973.

86. Забалуев В.В. и др. О тектоническом строении Вилюйской синеклизы. Л.: Тр. ВНИГРИ, 1966.-Вып. 249.

87. Забалуев В.В. Геология и нефтегазоносность осадочных бассейнов Восточной Сибири. Л.: Недра, 1980. - 200 с.

88. История нефтегазообразования и нефтегазонакопления на востоке Сибирской платформы // Соколов Б.А., Сафронов А.Ф., Трофимук А.А. и др. М.: Наука, 1986.164 с.

89. Карта тектонического районирования фундамента Сибирской платформы / Редакторы М.П. Гришин, B.C. Сурков.-Новосибирск: Недра, 1979.

90. Каттерфельд Г.Н. Планетарная трещиноватость и линеаменты // Геоморфология.-1984,- №3.- С.3-15.

91. Клемм Д.Х. Геотермические градиенты, тепловые потоки и нефтегазоносность. - В кн.:Нефтегазоносность и глобальная тектоника / Пер, с англ. под ред. С.П. Максимова. М.: Недра, 1978. С. 176 - 208.

92. Клушин С.В. Изучение седиментационной цикличности по динамическим параметрам ОВ // Прикладные вопросы седиментационной цикличности и нефтегазоносности. / Под ред. академика А.А. Трофимука. Новосибирск: Наука, 1987.

93. Кноринг JI.Д. Математические методы при изучении механизма образования тектонической трещиноватости.- Л.: Недра, 1969.-88 с.

94. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород. М.: 1962. - С 326-329.

95. Комплексирование методов разведочной геофизики (справочник геофизика) / Под. ред. В.В. Бродового, А.А. Никитина,- М.: Недра, 1984. -384 с.

96. Конторович А.Э. Исторический прогноз при количественной оценке перспектив нефтегазоносности //Основные проблемы геологии и геофизики Сибири. -Новосибирск: 1977. С. 46-57. (Тр- СНИИ1 ГиМС, вып. 250).

97. Конторович А.Э., Меленевский М.С., Трофимук А.А. Принципы классификации седиментационных бассейнов (в связи с их нефтегазоносностью) // Геол. и геофиз., 1979. -№2.-С. 3-12.

98. Палеотектоника и генезис нефти / Р.Б.Сейфуль- Мулюков. М.: Недра, 1979. С. 3202

99. Типы материковых окраин и зон перехода от континентов к океану // Изв. АН СССР. Сер. Геол.-1979.- N3.- С.5-18.110. Конюхов АИ

100. Косыгин Ю.А. Тектоника.- М.: Недра, 1988. 434 с.

101. Кропоткин П.Н. О происхождении складчатости // Бюл. Моск. об-ва испытателей природы. Отд. геол. 1950. Т. XXV, вып. 5. - С. 3-29.

102. Кунин Н.Я. Комплексирование геофизических методов при геологических исследованиях. М.: Недра, 1972. - С.270.

103. Левашев К.К. Среднепалеозойская рифтовая система востока Сибирской платформы // Советская геология. 1975. - № 10. - С. 49 -58.

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

105. Ляхова М.Е. Гравиметрическая карта Якутской АССР М-б 1:500 000 (объяснительная записка). -Якутск: Фонды ЯТГУ,1974.

106. Магнитотеллурическое зондирование горизонтально неоднородных сред / М.Н. Бердичевский, В.И. Дмитриев, И.А. Яковлев и др. Изв. АН СССР. Сер. Физика Земли. - 1973.- № 1.-С. 80-91.

107. Марченко В.В., Межеловский Н.В. Компьютерный прогноз месторожденийполезных ископаемых. М.: НедраД 990.-374 с.

108. Масайтис В.П., Михайлов М.В., Селиванова Т.Л. Вулканизм и тектоника Патомско-Вилюйского среднепалеозойского авлакогена. Труды ВСЕГЕИ. Нов. сер.,1975, вып. 4.

109. Математические методы анализа цикличности в геологии. -М.: Наука, 1984

110. Матвеев В.Д., Шабалин В.П. Условия формирования залежей УВ в восточной части Вилюйской синеклизы.- В кн.: Геология и нефтегазоносность Сибирской платформы,- Новосибирск: Наука, 1981,- С.106-112.

111. Матвеев В.Д., Микуленко К.И., Ситников B.C. и др. Новые представления о строении нефтегазоносных территорий Западной Якутии //Тектоника и нефтегазоносность Якутии. Якутск: ЯНЦ СО АН СССР, 1989.- С.4-17.

112. Математические методы анализа цикличности в геологии. М.: Наука, 1984

113. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры нефтегазоносных провинций Сибирской платформы / М.П. Гришин, B.C. Старосельцев, B.C. Сурков и др. М.: Недра, 1987.-203 с.

114. Мельников Н.В., Асташкин В.А., Килина Л.И., Шишкин Б.Б. Палеогеография Сибирской платформы в раннем кембрии. // Палеогеография фанерозоя Сибири. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 1989. С. 10-17.

115. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры нефтегазоносных провинций Сибирской платформы / Ред. B.C. Сурков. М.: Недра,1987.-204 с.

117. Мигурский А.В., Старосельцев B.C. Дизъюнктивная тектоника и нефтегазоносность // Материалы региональной конференция геологов Сибири и Дальнего Востока: Тез. докл. Томск: 2000. -Т.1. С. 166-168.

118. Микуленко К.И., Аксиненко Н.И., Хмелевский В.Б. История формирования структур краевых депрессий Сибирской платформы // Тр. СНИИГГиМС.-Новосибирск, 1980. Вып. 284. - С. 105-115.

119. Микуленко К.И. Сравнительная тектоника мезозойских депрессий Сибири // Тектоника нефтегазоносных отложений Сибирской платформы. Новосибирск:1. СНИИГГиМС, 1983. С. 5-22.

120. Микуленко К.И. Тектоника осадочного чехла краевых депрессий Сибирской платформы (в связи с нефтегазоносностью) //Тр. ИГиГ СО АН СССР. Новосибирск: Наука, 1983. - Вып. 532, - С.89-104.

121. Микуленко К.И., Ситников B.C., Тимиршин К.В., Булгакова М.Д. Эволюция структуры и условий нефтегазообразования осадочных бассейнов Якутии. Якутск: ЯНЦ СО РАН, 1995.-С.168.

122. Милановский Е.Е. Рифтовые зоны континентов. М.: Недра, 1976. - 227 с.

123. Милановский Е.Е. Рифтовые зоны геологического прошлого и эволюция рифтогенеза в истории Земли. // Роль рифтогенеза в геологической истории Земли. -Новосибирск: Наука, 1977. С. 5-11.

124. Милановский Е.Е. Рифтогенез в истории Земли (рифтогенез на древних платформах). М.: Недра, 1983. - 280 с.

125. Москвитин И.Е., Ситников B.C., Протопопов Ю.Х. Строение, развитие и нефтегазоносность Сунтарского поднятия //Тектоника и нефтегазоносность Якутии. -Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1989. - С. 59-67.

126. Мокшанцев К.Б., Горнштейн Д.К., Гусев Г.С. и др. Тектоника Якутии. -Новосибирск: Наука, 1975. 196 с.

127. Мокшанцев К.Б., Горнштейн Д.К., Гусев Г.С, Деньгин Э.В., Штех Г.И. Тектоническое строение Якутской АССР. М.:, Наука, 1964. 240 с.

128. Нейман В.Б. Вопросы методики палеотектонического анализа в платформенных условиях.- М.: Госгёолтехиздат, 1962.-С.85.

129. Никитин А.А. Теоретические основы обработки геофизической информации. М., Недра, 1986.

130. Николаевский А.А. Глубинное строение восточной части Сибирской платформы и ее обрамления. - М.: Наука, 1968. - 183 с.

131. Основные вопросы геотектоники. / Белоусов В.В. М., Госгеолтехиздат, 1962. С.-609.

132. Основы геологии СССР / Смирнова М.Н. - М.: Высшая школа, 1984.С. 108-109.

133. Парфенов JT.M. Континентальные окраины и островные дуги мезозоид Северо-Востока СССР.- Новосибирск: Наука, 1984.-192 с.

134. Парфенов JI.M. Тектоническая эволюция земной коры Якутии // Наука и образование, № 1, 1997. С.36-41.

135. Пасуманский И.М. Строение фундамента восточной части Сибирской платформына основе анализа геолого-геофизических материалов. Дисс. на соиск. уч. ст. к. г- м. н. Л.1970.

136. Пейве А.В. Общая характеристика классификация и пространственное расположение глубинных разломов. Главнейшие типы разломов. Изв. АН СССР, сер.геол., 1056, №1, с. 90-106.

137. Пейве А.В. Принцип унаследованности в тектонике // Изв. АН УССР. Сер. геол. -1956.-№6.- С. 11-19.

138. Поспеев В.И. Результаты региональных магнитотеллурических исследований в южной части Сибирской платформы // Геофизические исследования Сибирской платформы.- Иркутск: 1977. С. 58-66.

139. Прогноз месторождений нефти и газа / А.Э. Конторович, Э. Фотиади, В.И. Демин идр.-М.: Недра, 1981.-350 с.

140. Проводников Л.Я. О тектоническом строении фундамента Алданского щита в свете геологической интерпретации данных крупномасштабной аэромагнитной съемки // Тектоника Якутии. М., Наука, 1975.

141. Проводников Л.Я. Фундамент платформенных областей Сибири. Новосибирск: Наука, 1975.

142. Протопопов Ю.Х. Тектонические комплексы платформенного чехла Вилюйской синеклизы,- Якутск: ЯНЦ СО РАН, 1993. -45с.

143. Протопопов Ю.Х. Соотношение структур чехла Вилюйской гемисинеклизы (в связи с нефтегазоносностью) // Геология и геохимия нефтегазоносных и угленосных районов Якутии,- Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1987. С.37-43.

144. Пущаровский Ю.М. Приверхоянский краевой прогиб и мезозоиды СевероВосточной Азии / / Тектоника СССР,- М.: Изд-во АН СССР, 1960 Т. 5,- С. 236.

145. Пятницкий В.К, Ремпель Г.Г. Рельеф поверхности кристаллического фундамента Сибирской платформы // Докл. АН СССР 1967. - Т. 172,- № 5.

146. Пятницкий В.К. Рельеф фундамента и структуры чехла Сибирской платформы // Геология и геофизика.- 1975,- № 9. С. 89-99.

147. Разломная тектоника территории Якутской АССР / Под ред. К.Б. Мокшанцева. -Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1976. - 173 с.

148. Ранняя история Земли. М., Мир, 1980.

149. Ровнин Л.И., Семенович В.В., Трофимук А.А. Карта тектонического районирования Сибирской платформы масштаба 1: 2500000. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1976.

150. Ровнин JI.И, Семенович В.В, Трофимук А.А. Структурная карта Сибирской платформы по поверхности кристаллического фундамента масштаба 1: 2500000. Новосибирск, изд. СНИИГГиМС, 1976.

151. Родионов Д.А. Статистические методы разграничения геологических объектов по комплексу признаков. М.: Недра, 1998.- №2

152. Савинский К.А. Глубинная структура Сибирской платформы по геофизическим данным. М.: Недра, 1972.

153. Савинский К.А. Фундамент Сибирской платформы // Соляная тектоника Сибирской платформы. Новосибирск: Наука, 1973,- С. 5-13.

154. Савинский К.А., Савинская М.С., Яковлев И.А. Изучение погребенной поверхности фундамента Сибирской платформы по данным комплексных геофизических исследований. // Тр. Моск. ин-та нефт. и газ. пром-ти, 1980

155. Савинский К.А, Волхонин B.C. и др. Геологическое строение нефтегазоносных провинций восточной Сибири по геофизическим данным. М.: Недра, 1983. 184 с.

156. Савинский К.А и др. Геологическое строение нефтегазоносных провинций Восточной Сибири по геофизическим данным. -М; Недра, 1983.

157. Сафронов А.Ф. Геология и нефтегазоносность северной части Предверхоянского прогиба. Новосибирск: Наука, 1974. - 111 с.

158. Сафронов А.Ф. Историко-генетический анализ процессов нефтегазообразования Якутск: ЯНЦ СО РАН, 1992,- С. 137.

159. Сафронов А.Ф. Геология нефти и газа. -Якутск: ЯНЦ СО РАН, 2000. -163 с.

160. Сереженков В.Г., Берзин А.Г. Совершенствование методик полевых сейсмо-разведочных работ на нефть и газ в Якутии // Проблемы методики поиска разведки и освоения нефтегазовых месторождений Якутии,- Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1983.-С.27.

161. Ситников B.C., Берзин А.Г. Основные этапы становления и развития структурной геофизики на нефть и газ в Якутии // Геофизические исследования в Якутии. -Якутск: ЯГУ, 2001.-С. 121-129.

162. Сластенов Ю.Л. Геологическое развитие Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба в позднем палеозое и мезозое // Минералогия, тектоника и стратиграфия складчатых районов Якутии. Якутск: ЯГУ, 1984. -С. 107-116.

163. Сластенов Ю.Л. Стратиграфия мезозойских отложений Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба в связи с их нефтегазоносностью. Диссертация, док. геол.-минерал, наук.- Санкт-Петербург: 1994,- 380 с.

164. Словарь по геологии нефти и газа. JL: Недра, 1988

165. Современная геодинамика и нефтегазоносность / В.А. Сидоров, М.В. Багдасарова, С.В. Атанасян и др.- М.: Наука, 1989,- 200с.

166. Соколов Б.А. Эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов.- М.: Наука, 1980.- 225 с.

167. Соколов Б.С. Эволюционно-динамические критерии оценки нефтегазоносности недр. М.: Недра, 1985. - 168 с.

168. Сорохтин О.Г. Глобальная эволюция Земли. М., Наука, 1974.

169. Структурная карта Сибирской платформы по поверхности кристаллического фундамента (м-б 1:2500000) / Гл. редакторы Ровнин Л.И., Семенович В.В., Трофимук А.А. Новосибирск: 1976.

170. Структурная схема Западной Якутии по поверхности кристаллического фундамента / Гл. ред. В.В. Забалуев. Д.: ВНИГРИ, 1976.

171. Структура и эволюция земной коры Якутии / Гусев Г.С., Петров А.Ф., Фрадкин Г.С. и др. М.: Наука, 1985. - 247 с.

172. Ступакова А. В. Развитие бассейнов Баренцевоморского шельфа и их нефтегазоносность. Авт. диссертации на соискание док. г-мин. наук. М.: МГУ, 2001.-309 с.

173. Тектоника восточной части Сибирской платформы. :Якутск, 1979. С. 86-98.

174. Тектоническая схема Якутии / М.В. Михайлов, В.Б. Спектор, И.М. Фрумкин. -Новосибирск: Наука, 1979.

175. Тектоника Якутии / К.Б. Мокшанцев, Д.К. Горнштейн, Г.С. Гусев и др. -Новосибирск: Наука, 1975. 200 с.

176. Тимиршин К.В. Разрывные нарушения северного склона Алданской антеклизы// Тектоника и нефтегазоносность Якутии. Якутск: ЯНЦ СО АН СССР, 1989.- С. 108117.

177. Трофимук А.А., Семенович В.В. Структурная карта поверхности кристаллического фундамента Сибирской платформы. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1973.

178. Тяпкин К.Ф., Нивелюк Т.Т. Изучение разломных структур геолого-геофизическими методами. М: Недра, 1982.- 239 с.

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

180. Тяпкин К.Ф. Изучение тектоники докембрия геолого-геофизическими методами. -М.: Недра, 1972,-С. 259.

181. Фрадкин Г.С. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности западной части Вилюйской синеклизы. М.: Наука, 1967. С. 124.

182. Фрадкин Г.С. К вопросу о тектоническом строении Сунтарского поднятия // Материалы по геол. и полез, ископ. Якутской АССР. Якутск:- Вып. VI. -1961. - С. 71-81.

183. Хаин В.Е., Соколов Б.А. Современное состояние и дальнейшее развитие учения о нефтегазоносных бассейнах. // Современные проблемы геологии и геохимии полезных ископаемых. М.: Наука, 1973.

184. Хаин В.Е. Глубинные разломы: основные признаки, принципы классификации и значение в развитии земной коры // Изв. вузов. Геол. и развед.- 1963- № 3.

185. Хаин В.Е. Общая геотектоника. М.: Недра, 1973. - 511 с.

186. Хмелевский В.Б. Структурные условия прогноза ловушек неантиклинального типа в Вилюйской гемисинеклизе // Тектоника и нефтегазоносность Якутии. Якутск: ЯНЦ СО АН СССР, 1989. - С. 155-158.

187. Чебаненко И.И. Об ориентации ротационных тектонических напряжений на территории Украины в ранние геологические периоды // Докл. АН УССР. Сер. Б. -1972. -№ 2. -С. 124-127.

188. Черемисина Е.Н., Митракова О.В. Методические рекомендации по решению задач прогноза полезных ископаемых с применением ГИС INTEGRO.-M.: ВНИИгеосистем, 1999,-34с.

189. Шатский Н.С. О длительности складкообразования и фазах складчатости // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1951.-№ 1.-С. 15-58.

190. Шавлинская Н.В. Новые данные о глобальной сетке разломов на платформах // Докл. АН СССР. 1977.-Т. 237, №5.-С. 1159-1162.

191. Шпунт Б.Р. Позднедокембрийский вулканогенно-осадочный литогенез на Сибирской платформе,- в кн.: Эволюция осадочного процесса на континентах и океанах. Новосибирск: 1981. С. 83-84.

192. Шпунт Б.Р., Аброскин Д.В., Протопопов Ю.Х. Этапы формирования земной коры и докембрийекий рифтогенез на северо-востоке Сибирской платформы // Тектоника Сибири. Т. XI. Новосибирск: Наука, 1982. - С. 117-123.

193. Швец П.А. 1963г. Листы 51-XI.ХП, 52-УП, У111,1 X.

194. Штех Г.И. О докембрийском фундаменте Вилюйской впадины // Материалы по геол. и полез, ископ. Якутской АССР, Вып. XI.- Якутск: 1963.- С. 18-27.

195. Штех Г.И. Глубинное строение и история тектонического развития Вилюйской впадины. М.: Наука, 1965. - 124 с.

196. Шуткин А.Е, Волхонин В.С, Козырев B.C. Геологические результаты сейсморазведки в Вилюйской синеклизе // Советская геология, 1978, № 2. С. 142-148.

197. Эволюция структуры и условий нефтегазообразования осадочных бассейнов Якутии / Микуленко К.И., Ситников B.C., Тимиршин К.В., Булгакова М.Д. Якутск: ЯНЦ СО РАН, 1995- 168 с.

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

199. Kasser M., Ruegg J., Lepine J. Современные деформации рифта Ассаль (Джибутти) после сейссмовулканического кризиса 1978 г.// С.г. Acad. Sci. Ser.2.1983.Vol.297, N2. P.131-133,135-136.

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

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

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

203. Wendt K., Moller В., Ritter В. Геодезические измерения деформаций земной поверхности в течение современного рифтового процесса на северо-востоке Исландии // J. Geophs. 1985. Vol.55, N1 Р.24-351. Фондовая литература

204. Берзин А.Г., Мурзов А.И. Методические рекомендации по комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов на ЭВМ. -Якутск: 1990, Фонды ЯГТ.

205. Берзин А.Г., Алексеев Ф.Н. и др. Отчет по хоздоговорным работам по теме 10/99 "Прогнозная оценка потенциально газоносных территорий Вилюйской НГО на основе передовых методик и технологий". -Якутск: Росгеолфонды, 2001.

206. Гашкевич В.В. Изучение структурных осложнений в районе Вилюйского максимума dG. Отчет партий 7/62-63 и 8/62-63.- Якутск: 1964.

207. Дорман М.И., Дорман Б.Л. Отчет о результатах работ опытно-производственной партии (Опытно-производственная партия № 10/ 71-72).- Якутск: Росгеолфонды, 1972.

208. Жукова Л.И., Оксман С.С. Отчет о результатах гравиметрической съемки м-ба 1:50000, -Якутск: Росгеолфонды, 1986.

209. Забалуев В.В., Грубов Л.А. и др. Изучение геологического строения и нефтегазоносности Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба и определение основных направлений на нефть и газ. -Ленинград: ВНИГРИ, 1975.

210. Мясоедов Н.К. Отчет о результатах работ МОГТ на Атыяхской площади за 1988-1989 гг. (Атыяхская с/п № 18/88-89). -Якутск: Росгеолфонды, 1989.

211. Парфенов М.А., Бубнов А.В. Комплексная обработка геолого-геофизических материалов и переоценка запасов УВ базовых залежей Средневилюйского газоконденсатного месторождения.- Якутск: Росгеолфонды, 1990.

212. Самынская М.С. Картирование разрывной тектоники и изучение структуры мезозойских отложений Вилюйской синеклизы. Отчет партии 30/74-75.- Якутск: 1976.

213. Фафлей А.Ф. Отчет о результатах сейсмических работ на Хапчагайской площади за 1984-1985 гг. С/партия 18/84-85. -Якутск: Росгеолфонды, 1986.1. РОССИЙСКАЯ ВЙ5ЛИ0ТЕКАо iOfSY-o -02

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.

Вилюйская синеклиза. Успехи современного естествознания Юго западная часть вилюйской синеклизы

Библиографическая ссылка

Рекомендованный список диссертаций

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Структуры и нефтегазоносность Вилюйской синеклизы и прилегающей части Предверхоянского краевого прогиба»

Похожие диссертационные работы по специальности «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», 25.00.12 шифр ВАК

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Берзин, Анатолий Георгиевич

Список литературы диссертационного исследования доктор геолого-минералогических наук Берзин, Анатолий Георгиевич, 2002 год

Читайте также:

Свежие записи

Вилюйская синеклиза. Успехи современного естествознания Юго западная часть вилюйской синеклизы

Библиографическая ссылка

Рекомендованный список диссертаций

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Структуры и нефтегазоносность Вилюйской синеклизы и прилегающей части Предверхоянского краевого прогиба»

Похожие диссертационные работы по специальности «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», 25.00.12 шифр ВАК

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Берзин, Анатолий Георгиевич

Список литературы диссертационного исследования доктор геолого-минералогических наук Берзин, Анатолий Георгиевич, 2002 год

Читайте также:

Цицерон - биография, информация, личная жизнь Биография цицерона

Онлайн чтение книги Человек на часах Николай Лесков

Как быстро выучить билеты

Свежие записи