Главная – Журналы – Геология и геофизика 2024 номер 4

Охарактеризовано Мяучанское рудное поле, расположенное в пределах Омсукчанской зоны Охотско-Чукотского вулканогенного пояса. Составляющие рудное поле Ag-Pb-Zn рудопроявления Коренное и Малютка локализованы в центральной части антиклинальной складки северо-западного простирания, сложенной верхнетриасовыми карбонатно-терригенными толщами, прорванными штокообразными телами и дайками позднемеловых андезитов, монцодиоритов, гранит-порфиров и риолитов. Сульфидно-карбонат-флюорит-кварцевые жилы и жильно-прожилковые зоны с арсенопиритом, пиритом, сфалеритом, галенитом, халькопиритом, Ag-тетраэдритом распространены как в интрузиях, так и в терригенных толщах. Геохимический спектр минерализации As-Sb-Ag-Pb-Au-Bi-Cu-Zn-W. Результаты изучения флюидных включений наряду с данными по распределению редкоземельных и рудных элементов указывают на формирование руд в эпитермальной обстановке гидротермально-магматической системы из хлоридных растворов с участием поверхностных вод. Отложение руд происходило в диапазоне температур 106-287 °С из растворов соленостью от 0.5 до 9.0 мас. % NaCl-экв. Руды, содержащие Ag порядка 70 г/т и Pb до 1.2 %, формировались в условиях выкипания из растворов, обогащенных солями Fe; руды с содержанием Ag менее 7 г/т, а Pb до 25 г/т образовались в условиях разбавления из гидротерм, в составе которых преобладали соли Na с незначительной примесью K. Минерализация Мяучанского рудного поля представляет верхний уровень Ag-Pb-Zn рудной системы, аналогичной месторождению Гольцовое.

Изучен геохимический состав раннепалеоценовых базальтовых и андезитовых даек, приуроченных к линейным зонам Ланково-Омолонской системы сдвигов (Северное Приохотье) и базальтов Евдыревеемского вулканического поля, связанного с Охотско-Пенжинской системой разломов, в сравнении их с другими синхронными проявлениями базитового вулканизма: андезибазальтами и андезитами Гармандинского поля, изученными ранее, а также с позднемеловыми базальтами мыгдыкитской свиты Северного Приохотья, венчающими Охотско-Чукотский вулканогенный пояс. Изотопный состав Sr и Nd в дайках, распределение петрогенных и редких элементов с отношениями некогерентных элементов свидетельствуют о формировании вулканических тел в обстановке окраинно-континентального рифтогенеза, что подтверждается сочетанием в их составе деплетированных, внутриплитных и надсубдукционных геохимических характеристик. Подобное поведение элементов отражает многоэтапные процессы более раннего мезозойского надсубдукционного флюидного метасоматоза. Плавление древнего захороненного мелового слэба может объяснять появление таких«надсубдукционных» меток, как Nb-Ta отрицательные аномалии в изученных базальтоидах. Дайки андезитов отличаются более высокими изотопными отношениями Nd и низкими Sr, при более низких абсолютных концентрациях редких элементов и более выраженными аномалиями на спайдерграммах.

Представлены результаты систематического палеомагнитного изучения абинской серии Кузнецкого прогиба, включающей характерный вулканический комплекс, который отвечает эволюции пермско-триасовой Сибирской крупной магматической провинции. В пределах серии установлено четыре зоны магнитной полярности. Пересмотрена корреляция вулканических покровов мальцевской свиты основания серии с ивакинской свитой Норильского района, формирование которой связывают с наиболее ранним этапом траппового магматизма. Показано, что начало формирования покровной фации салтымаковского комплекса в Кузнецком ареале соответствует границе субхронов LT1n.1n и LT1n.1r (251.2 млн лет), которая проходит внутри кедровской подсвиты мальцевской свиты. Выявленная граница прослежена в магнитостратиграфических разрезах Маймеча-Котуйского, Колтогоро-Уренгойского, Западно-Таймырского, Норильского районов Сибирской крупной магматической провинции и предполагает корреляцию покровов мальцевской свиты с верхней частью нерасчлененного интервала онкучакской - тыванкитской (?) свит, основанием коротчаевской свиты, верхнетамской свитой и кровлей самоедской свиты. Длительность этого главного импульса вулканизма в Кузнецком прогибе не превышает 0.1 млн лет. Вулканические покровы второго существенно менее интенсивного импульса яминской свиты сопоставляются с маймечинской свитой Маймеча-Котуйского района и верхами коротчаевской свиты Колтогорско-Уренгойского ареала. Таким образом, формирование всей абинской серии, включая осадочный комплекс сосновской свиты, происходило в течение не более чем 1.5 млн лет, синхронно (за исключением инициального этапа) с образованием основной части Маймеча-Котуйского и Колтогорско-Уренгойского трапповых разрезов. Ранний магматизм ивакинского времени и его аналогов в других районах Сибирской провинции, отвечающий границе пермского и триасового периодов, в Кузнецком прогибе, вероятно, приходится на перерыв, отмечаемый между тайлуганской свитой и абинской серией. Рассчитанный средний по разрезу палеомагнитный полюс PLat = 59.0°, PLon = 160.3°, A₉₅ = 5.7°, N = 33 характеризует палеогеографическое положение структур Кузнецкого прогиба и может рассматриваться в качестве референтного для рубежа перми-триаса.

Цель настоящей статьи - изложение результатов секвенс-стратиграфического моделирования субконтинентальных резервуаров верхней части танопчинской свиты (нижний мел) Минховского месторождения, расположенного в северной части Мессовского нефтегазоносного района Гыданской нефтегазоносной области. Такие исследования являются весьма актуальными в связи с необходимостью доразведки и ввода в разработку запасов углеводородов в нижней части покурского надгоризонта севера Западной Сибири. В основу моделирования положены седиментологические колонки по четырем скважинам, в которых объект исследования был охарактеризован керном с достаточной полнотой. Изучено строение семи секвенсов. Секвенсы РК 2-2, 2-3, 2-4, 2-5, 2-6, РК 3-1 в соответствии с классической концепцией разбиты на три системных тракта: нижний (LST), трансгрессивный (TST), верхний (HST). Границы секвенсов проведены по эрозионным поверхностям в подошве аллювиальных комплексов. Кровли LST - по контактам аллювиальных фаций с приливно-отливными, маршевыми, озерными отложениями, свидетельствующими о подтоплениях прибрежной равнины в начале трансгрессий. Кровли TST - по контактам фаций приливно-отливной равнины с аллювиальными отложениями, свидетельствующими о начале нормальных регрессий. Основные резервуары объекта - это крупные пояса и покровы аллювия амальгамирующих русел в составе LST. Дополнительные резервуары - это маломощные тела приливно-отливного генезиса в составе TST и аллювиального генезиса в составе HST. Подошва секвенса РК 3-2 проведена по контактам прибрежно-морских песчаников TST с приливно-отливными и болотными фациями, свидетельствующими о событийной трансгрессии береговой линии. С TST секвенса РК 3-2 связан один из основных резервуаров месторождения - пласт ТП₁. Границы выделенных секвенсов могут быть прослежены на сейсмических разрезах акустического импеданса. В зависимости от временной мощности в поле импеданса секвенсы отображаются как двух-, трех- и четырехслойные последовательности пластов, что открывает возможность их дальнейшего изучения методом инверсии волнового поля.

Выполнен анализ результатов современных региональных сейсморазведочных работ и глубокого бурения в Присаяно-Енисейской перспективной нефтегазоносной области и на прилегающих территориях Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Построены структурные карты по опорным отражающим горизонтам рифея, венда и нижнего кембрия, а также карты толщин рифейского и вендскоготерригенного сейсмогеологических комплексов. Построена тектоническая карта венд-палеозойского структурного яруса Присаяно-Енисейской синеклизы. Выполнено нефтегазогеологическое районирование Присаяно-Енисейской перспективной нефтегазоносной области, выделено восемь перспективных нефтегазоносных районов и выполнена количественная оценка перспектив нефтегазоносности. Начальные суммарные геологические ресурсы углеводородов Присаяно-Енисейской перспективной нефтегазоносной области оценены в 3 млрд 231 млн т УУВ, в том числе газа в 3 трлн 39 млрд м³ и конденсата в 192.7 млн т. Показано, что за 15-20 лет в Присаяно-Енисейской перспективной нефтегазоносной области могут быть подготовлены значительные запасы газа - до 1 трлн м³. Предложено рассматривать в качестве будущего центра газохимии и переработки газа пос. Богучаны.

В донных отложениях Новосибирского осадочного бассейна и прилегающих геоструктур Восточно-Сибирского моря установлены СН₄, а также его предельные и непредельные гомологи (до С₅Н₁₂ включительно), СО₂, СО, Н₂, Не, Н₂S, О₂, N₂ и Ar. Изотопно-газогеохимические показатели δ¹³С СО₂, СН₄ и С₂Н₆, молекулярной массы углеводородной фракции и генетических коэффициентов свидетельствуют о наличии в осадках как сингенетических, так и эпигенетических газов различных газоматеринских источников, в том числе современных осадков, торфяников, углегазоносных и газоносных формаций, твердых битумов, магматических образований, скоплений газогидратов и предполагаемых конденсатно-газовых, конденсатных, нефтегазовых и газонефтяных залежей. Концентрации СО₂ и СО достигают 29.25 и 0.06 см³/кг, СН₄ и суммы его гомологов - 5.93 и 0.031, Н₂ и Не - 0.78 и 0.318, H₂S - 0.092 см³/кг, что указывает на формирование в донных осадках газогеохимических аномалий, превышающих критерии аномальности в 6-124 раза. Формирование и распределение аномальных концентраций природных газов зависит от комплексного влияния газоконтролирующих факторов - геологического строения, складчатой и разрывной тектоники, магматизма, угленефтегазоносности, битуминозности, органической насыщенности, литологического состава, водно-физических и коллекторских свойств отложений, гидрогеологических, геокриологических и других условий накопления и аккумуляции природных газов или их дегазации.

Исследование раннеэоценовых и палеоценовых отложений платформы Пенджаб в Пакистане включало комплексный анализ с использованием передовых геохимических и петрофизических методов. В данной работе проведена оценка нефтематеринского потенциала четырех пластов: Наммал, Сакесар раннеэоценового возраста и Дунган, Раникот палеоценового возраста. Для пласта Сакесар, сложенного породами-коллекторами, была сделана интерпретация кабельных каротажных диаграмм для оценки его ключевых петрофизических свойств - пористости, водонасыщенности и нефтенасыщенности. В геохимических исследованиях основное внимание было уделено определению содержания общего органического углерода (TOC) и Rock-Eval-пиролизу двадцати одной пробы бурового шлама. В этих образцах содержания TOC изменялись в диапазоне от 0.21 до 2.04 мас. %, а значения S₂ - в диапазоне от 0.09 до 2.14 мг УВ/г породы. Анализ показал, что все образцы относятся к зоне незрелой нефти с керогеном типов II/III и III, что указывает на ограниченный нефтегенерационный потенциал пород. Результаты исследований позволяют предположить ограниченное образование углеводородов в этих пластах. Петрофизический анализ для пласта Сакесар показал среднюю пористость 11.2 %, водонасыщенность 32.58 % и нефтенасыщенность 67.42 %, что позволяет отнести его к коллектору с умеренным или высоким углеводородным потенциалом. Данное исследование освещает сложные геохимические и петрофизические характеристики этих пластов. Пласт Сакесар демонстрирует коллекторские свойства, в то время как пласты Наммаль, Дунган и Раникот имеют ограниченный углеводородный потенциал. Рассмотрение этих пластов в качестве источников углеводородов требует обоснования.

Формация Лукаогоу в Джимсарском прогибе является важным продуктивным пластом сланцевой нефти в Джунгарском бассейне. В данной работе информация о керне, содержании органического углерода и углеводородных биомаркерах, а также результаты пиролиза горных пород и разделения компонентов органического вещества были использованы для изучения обстановки осадконакопления, типа исходного материала, зрелости органического вещества и нефтеносных свойств глинистых сланцев второй пачки формации Лукаогоу. Полученные результаты показали полуокислительную-полувосстановительную обстановку осадконакопления. Исходный материал был в основном аквагенным с незначительной примесью высших растений. Среднее общее содержание органического углерода (TOC) составляет 7.43 %, среднее значение генерационного потенциала углеводородов (S₁ + S₂) – 50.54 мг/г, а средняя температура T_max составляет 446 ºС, что указывает на высокую зрелость глинистого сланца. Хлороформный битум «А» отличается высоким содержанием предельных углеводородов (в среднем 34.10 %), низким содержанием ароматических углеводородов (в среднем 15.39 %) и высоким соотношением насыщенных и ароматических углеводородов (2.54). По числу атомов углерода насыщенные углеводороды находятся в интервале между n-C13 и n-C33. Спектры их распределения демонстрируют преобладание алканов средней и низкой молекулярной массы, основные пики приходятся на n-C17 и n-C23. Среднее значение ΣC^-₂₁/ΣC⁺₂₂ составляет 1.19, что указывает на преобладание алканов с короткой цепью. Глинистые сланцы второй пачки формации Лукаогоу характеризуются большой мощностью, высоким содержанием органического вещества и высоким нефтегенерационным потенциалом. Они являются перспективным объектом для добычи сланцевой нефти в Джимсарском прогибе и имеют важное значение для поисково-разведочных работ в будущем.