Неантиклинальные ловушки рифея
и венда Тунгусской синеклизы
и венда Тунгусской синеклизы
Юрова М.П.
ИПНГ РАН
ИПНГ РАН
В статье рассматривается один из перспективных нефтегазоносных районов Восточной Сибири — Тунгусская нефтегазоносная область (НГО). В истории формирования этого региона неоднократно проявлялся трапповый вулканизм (рифей, венд-кембрий, нижний палеозой, средний палеозой, верхний палеозой — триасовый и юрско-меловой периоды). В разрезе выделяются два структурных этажа: гранитоиды фундамента (архей — нижний палеозой) и рифей — фанерозойский осадочный чехол, которым в работе уделялось основное внимание. Выделены три зоны потенциальной нефтегазоносности рифейских, вендских и нижнекембрийских отложений. По результатам пробуренных скважин и сейсмических исследований Тунгусская синеклиза является в настоящее время наиболее перспективной территорией Восточной Сибири, в которой могут быть открыты неантиклинальные ловушки (тектонически и литологически экранированные).
В период формирования чехла Сибирской платформы в ее пределах неоднократно проявлялся трапповый магматизм. Особенно интенсивно проявление магматизма отмечается в позднепермско-триасовое время. Основная масса его на Сибирской платформе сосредоточена в пределах Тунгусской синеклизы [1].
Для оценки перспектив нефтегазоносности значительную роль играет латеральное и вертикальное положение трапповой формации. При этом в разрезе осадочных отложений фиксируется изменение палеоструктурной обстановки, появление региональных несогласий [2].
В связи с этим обстоятельством в западной части Сибирской платформы, где траппы проявились с максимальной мощностью, выделяют шесть структурных ярусов: рифейский, венд-нижнепалеозойский, среднепалеозойский, верхнепалеозойский, триасовый, юрско-меловой [1]. В венд-нижнепалеозойский период западная часть Сибирской платформы имела наибольшее прогибание (более 4 км) [3]. В позднепалеозойское время происходит заложение и интенсивное формирование единой крупной области прогибания — Тунгусской синеклизы [1].
Согласно новой версии нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы, базирующейся на накопившемся геологическом материале изученности Тунгусской синеклизы [4], в статье рассматривается Центрально-Тунгусская нефтегазоносная область (восток Катангской и юго-запад Сюгджерской НГО), а также ее южная часть (территория севера Иркутской области) с интенсивным проявлением траппового вулканизма (туфогенные образования от раннего карбона до раннего триаса) [3]. Геологическое строение района довольно сложное. Установлено два основных структурных этажа: гранитоиды фундамента (архей — нижний протерозой) и рифей — фанерозойский осадочный чехол, состоящий из трех структурных ярусов: рифейского, венд-палеозойского и мезозойского. Архей — нижний протерозой (фундамент) представлен блоковым строением, сложной морфологией кровли и подошвы, различными древними породами (более 2,5 млрд лет).
В позднеархейских и раннепротерозойских этапах закладываются долгоживущие глубинные разломы, зоны смятия на границах с архейскими гранитоидами. Выше залегает осадочный чехол, представленный осадочными и вулканогенными породами на разных стратиграфических уровнях, разных этапах становления чехла. В тектоническом плане центральный район исследования расположен на сочленении северо-западного склона Непско-Ботуобинской антеклизы и юго-восточного борта Курейской антеклизы, разделенной Маркино-Чуньской моноклизой (рис. 1, 2) [5].
В южной части рассматриваемой территории пробурена одна параметрическая скважина Среднекочемская 251 (рис. 1), вскрывшая полный осадочный разрез до гранитоидов фундамента. В 30 км западнее на территории Красноярского края пробурена скв. Хошонская 256, также вскрывшая породы фундамента (рис. 1). Неполный разрез вскрыли скважины со стороны Республики Саха (Якутии): Северо-Джекиндинская 2 510 и со стороны Красноярского края — Моровская 1 и Холокитская 1 — в 12 км от площади исследования. Эти скважины стали опорными для стратификации отражающих горизонтов (ОГ) (рис. 1, 2, 3) [5].
Для оценки перспектив нефтегазоносности значительную роль играет латеральное и вертикальное положение трапповой формации. При этом в разрезе осадочных отложений фиксируется изменение палеоструктурной обстановки, появление региональных несогласий [2].
В связи с этим обстоятельством в западной части Сибирской платформы, где траппы проявились с максимальной мощностью, выделяют шесть структурных ярусов: рифейский, венд-нижнепалеозойский, среднепалеозойский, верхнепалеозойский, триасовый, юрско-меловой [1]. В венд-нижнепалеозойский период западная часть Сибирской платформы имела наибольшее прогибание (более 4 км) [3]. В позднепалеозойское время происходит заложение и интенсивное формирование единой крупной области прогибания — Тунгусской синеклизы [1].
Согласно новой версии нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы, базирующейся на накопившемся геологическом материале изученности Тунгусской синеклизы [4], в статье рассматривается Центрально-Тунгусская нефтегазоносная область (восток Катангской и юго-запад Сюгджерской НГО), а также ее южная часть (территория севера Иркутской области) с интенсивным проявлением траппового вулканизма (туфогенные образования от раннего карбона до раннего триаса) [3]. Геологическое строение района довольно сложное. Установлено два основных структурных этажа: гранитоиды фундамента (архей — нижний протерозой) и рифей — фанерозойский осадочный чехол, состоящий из трех структурных ярусов: рифейского, венд-палеозойского и мезозойского. Архей — нижний протерозой (фундамент) представлен блоковым строением, сложной морфологией кровли и подошвы, различными древними породами (более 2,5 млрд лет).
В позднеархейских и раннепротерозойских этапах закладываются долгоживущие глубинные разломы, зоны смятия на границах с архейскими гранитоидами. Выше залегает осадочный чехол, представленный осадочными и вулканогенными породами на разных стратиграфических уровнях, разных этапах становления чехла. В тектоническом плане центральный район исследования расположен на сочленении северо-западного склона Непско-Ботуобинской антеклизы и юго-восточного борта Курейской антеклизы, разделенной Маркино-Чуньской моноклизой (рис. 1, 2) [5].
В южной части рассматриваемой территории пробурена одна параметрическая скважина Среднекочемская 251 (рис. 1), вскрывшая полный осадочный разрез до гранитоидов фундамента. В 30 км западнее на территории Красноярского края пробурена скв. Хошонская 256, также вскрывшая породы фундамента (рис. 1). Неполный разрез вскрыли скважины со стороны Республики Саха (Якутии): Северо-Джекиндинская 2 510 и со стороны Красноярского края — Моровская 1 и Холокитская 1 — в 12 км от площади исследования. Эти скважины стали опорными для стратификации отражающих горизонтов (ОГ) (рис. 1, 2, 3) [5].
Рис. 1. Обзорная карта Наканновской площади [5]
Границы (1–3):
1 — административные,
2 — НГО (I — Северо-Тунгусская, II — Центрально-Тунгусская, III — Непско-Ботуобинская),
3 — Южная Наканновской площади;
4 — сейсмические профили:
а — Наканновской сейсмической партии № 08/10–11,
b — региональные (С-Х — скв. Светлая-1 — скв. Хошонская-256, П-Л — Присаяно-Ленинский);
5 — скважины:
а — параметрические,
b — поисковые
Границы (1–3):
1 — административные,
2 — НГО (I — Северо-Тунгусская, II — Центрально-Тунгусская, III — Непско-Ботуобинская),
3 — Южная Наканновской площади;
4 — сейсмические профили:
а — Наканновской сейсмической партии № 08/10–11,
b — региональные (С-Х — скв. Светлая-1 — скв. Хошонская-256, П-Л — Присаяно-Ленинский);
5 — скважины:
а — параметрические,
b — поисковые
Перспективы нефтегазоносности в изучаемом районе связаны с рифейскими, вендскими и нижнекембрийскими нефтегазоносными комплексами (НГК). В связи с этим основное внимание уделялось изучению особенностей строения рифейского и фанерозойского комплексов региона. Проведенные ОАО «Якутскгеофизика» геофизические работы включали: сейсморазведочные работы МОГТ с кратностью 60, высокоточные гравиметрические наблюдения, электроразведку методом магнитотеллурических зондирований, аэромагнитную разведку. Сейсморазведочные работы выполнены импульсным источником (Енисей КЭМ-4). Применение невзрывного источника позволило получить полевой сейсмический материал для дальнейшей обработки и интерпретации. Основные результаты сейсморазведочных работ, проведенных на Наканновской площади, иллюстрируются обзорной картой, фрагментом тектонической карты, изопахитами и изохронами масштаба 1:500 000, геолого-геофизическим разрезом (рис. 1, 2, 3) [5].
Рис. 2. Фрагмент тектонической карты венд-нижнепалеозойского структурного яруса Сибирской платформы [5]
Восточные границы (1, 2):
1 — Ангаро-Котуйского рифейского прогиба,
2 — рифейских отложений, картируемых в пределах Наканновской площади; контуры (3, 4):
3 — Наканновской площади,
4 — тектонических элементов:
а — надпорядковых, b — 0–II порядков; структуры (5–9):
5 — надпорядковые:
а — положительные,
b — отрицательные,
6 — отрицательные 0 порядка,
7 — промежуточные,
8 — I порядка:
а — положительные (I — Мирнинский выступ),
b — отрицательные (II — Вивинская впадина),
9 — II порядка:
а — положительные
(1 — Наканновский структурный мыс, 2 — Кербовский структурный мыс, 3 — Западно-Чуньский структурный мыс, 4 — Верхне-Илимпейский структурный мыс,
5 — Умоткинский структурный мыс), b — отрицательные (6 — Верхнетурунская котловина, 7 — Конандинский структурный залив,
8 — Верхнетаймуринская котловина).
Восточные границы (1, 2):
1 — Ангаро-Котуйского рифейского прогиба,
2 — рифейских отложений, картируемых в пределах Наканновской площади; контуры (3, 4):
3 — Наканновской площади,
4 — тектонических элементов:
а — надпорядковых, b — 0–II порядков; структуры (5–9):
5 — надпорядковые:
а — положительные,
b — отрицательные,
6 — отрицательные 0 порядка,
7 — промежуточные,
8 — I порядка:
а — положительные (I — Мирнинский выступ),
b — отрицательные (II — Вивинская впадина),
9 — II порядка:
а — положительные
(1 — Наканновский структурный мыс, 2 — Кербовский структурный мыс, 3 — Западно-Чуньский структурный мыс, 4 — Верхне-Илимпейский структурный мыс,
5 — Умоткинский структурный мыс), b — отрицательные (6 — Верхнетурунская котловина, 7 — Конандинский структурный залив,
8 — Верхнетаймуринская котловина).
Общая тенденция для структурных планов по ОГ, ОЧ, К, Т, КВ и Ф — моноклинальное погружение на северо-запад в сторону Курейской синеклизы (рис. 3). Это свидетельствует об унаследовании тектонического развития территории на протяжении венд-палеозойского этапа [5]. При моноклинальном залегании предвендской эрозионной поверхности и других структурных перспективах НГК можно предположить, что при наличии крупных разноориентированных разломов возможно наличие структурно-экранированных ловушек углеводородов (УВ) на моноклинальном склоне Наканновской площади. В связи с этим наиболее вероятными факторами формирования залежей нефти и газа на рассматриваемой территории становятся тектонический и литологический факторы.
Рис. 3. Фрагмент временного разреза по сейсмическому профилю 100606 [5]
Индексы кровли отражающих горизонтов:
K — чарской свиты Є1,
ОЧ — олекминской свиты Є1,
K1Т — толбачанской свиты Є1,
II — билирской свиты Є1,
КВ — терригенного комплекса венда,
R0 — рифея,
Ф — фундамента
Индексы кровли отражающих горизонтов:
K — чарской свиты Є1,
ОЧ — олекминской свиты Є1,
K1Т — толбачанской свиты Є1,
II — билирской свиты Є1,
КВ — терригенного комплекса венда,
R0 — рифея,
Ф — фундамента
На рисунке 4 приведена карта перспектив Наканновской площади и рекомендации по дальнейшим геологоразведочным работам. На карте можно выделить ряд перспективных участков (рис. 4). Два из них представлены прогнозными структурно-тектоническими ловушками, а с учетом информации по аэрогеофизической съемке и неотектоническому анализу удалось наметить в пределах Наканновской площади зоны нефтегазонакопления II порядка: Ириткинско-Панонгинскую, Таймуринско-Чонскую и Южно-Наканновскую. Намечены лицензионные участки для дальнейшего геологического изучения и оценки нефтегазоносности, а также проведение площадных сейсмических работ. Предлагается бурение пяти параметрических скважин для оценки перспектив нефтегазоносности рифейских, вендских, кембрийских и ордовикских отложений [5]. Первый — Ириткинский участок, ограниченный тектоническими нарушениями и замкнутым контуром продуктивности. Площадь участка составляет 1 040 км2. Условный контур продуктивности принят на отметке -3 800 м. Второй участок — Панонгинский — расположен в юго-восточной части Ириткинской площади (1 574 км2). К юго-востоку от Панонгинского участка выделяется самый крупный — Могдинский — участок с предполагаемой структурно-тектонической ловушкой, высотой 200 м, приуроченной к рифейскому эрозионному выступу площадью 4 281 км2. На юго-востоке Наканновской площади выделен Южно-Наканновский перспективный участок. Это наиболее повышенная часть перспективной территории с площадью 1 848 км2.
Рис. 4. Карта перспектив нефтегазоносности Наканновской площади и рекомендации по дальнейшим геолого-разведочным работам [5]
Границы перспективных участков (1, 2):
1 — выделенных в рифейских и вендских терригенных отложениях (1 — Ириткинский, 2 — Панонгинский, 3 — Могдинский, 4 — Южно-Наканновский),
2 — выделенных в венд-нижнекембрийских отложениях (1 — Ириткинский, 2 — анонгинский,
3 — Северо-Таймуринский, 4 — Чонский, 5 — Южно-аканновский);
3 — точки заложения параметрических скважин;
4 — контуры первоочередных участков для проведения площадных сейсмических работ
Границы перспективных участков (1, 2):
1 — выделенных в рифейских и вендских терригенных отложениях (1 — Ириткинский, 2 — Панонгинский, 3 — Могдинский, 4 — Южно-Наканновский),
2 — выделенных в венд-нижнекембрийских отложениях (1 — Ириткинский, 2 — анонгинский,
3 — Северо-Таймуринский, 4 — Чонский, 5 — Южно-аканновский);
3 — точки заложения параметрических скважин;
4 — контуры первоочередных участков для проведения площадных сейсмических работ
Прогноз перспективных участков в венд-нижнекебрийских карбонатных отложениях основан на анализе структурного плана по ОГ11 и разломной тектонике района. Кроме того, нельзя не учитывать уже открытых (более 20) нефтегазовых залежей в аналогичных отложениях Непско-Ботуобинского комплекса. В Ангаро-Ленском районе в венд-нижнекембрийском отложениях открыто уникальное Ковыктинское газоконденсатное месторождение [6].
По комплексу геофизических методов осуществлена прогнозная поисковая интерпретация, выделены три зоны потенциальной нефтегазоносности: в рифейских и вендских терригенных, а также в венд-нижнекембрийских отложениях. При интерпретации использовался метод, основанный на принципе прямых аналогий с эталонами или схожими объектами других регионов. Было осуществлено соответствие геофизических полей эталонных объектов и метода распознавания образов. Использовались также аэрогеофизическая съемка и неотектонический анализ, которые по комплексу методов смогли наметить нефтегазовые зоны II порядка в пределах Наканновской площади. На наиболее перспективных участках территории планируется провести сейсмические работы и пробурить пять параметрических скважин.
В настоящее время в южной части Тунгусской синеклизы (Южно-Тунгусская нефтегазоносная область) в пределах Таначи-Моктаконского нефтегазоносного района открыто четыре месторождения УВ в нижнем кембрии: Мактаконское, Таначинское (нефтегазовые), Нижне-Тунгусское и Усть-Дельтунинское (газовые) [7].
В открытых месторождениях проблемы также присутствуют. Это связано с главной особенностью региона: высокой насыщенностью интрузиями базитовой магмы, что значительно осложняет не только разведку, но и разработку месторождений.
Магматизм оказал воздействие на качество и выдержанность коллекторских свойств. Траппы снижают информативность сейсморазведки, а глубокое бурение сопровождается техническими трудностями и высокой аварийностью. Кроме того, магматизм активирует вторичные изменения коллекторов, а также изменяет фазовый состав сформированных дотрапповых внедрений в залежи. Рифогенные породы могут замещаться на плотные доломиты с примесью глин и сульфатов [5]. На рисунке 4 показаны открытые и предполагаемые газовые и нефтяные залежи Южно-Тунгусской НГО. На Моктаконском месторождении (открытом в 1987 г.) получен приток газа из таначинской свиты (ангинский ярус среднего кембрия), из абакунской свиты получен газ с конденсатом, из моктаконской свиты (нижний кембрий) получен приток нефти [7].
Структурный план по кровле таначинской свиты представлен моноклиналью (южное и юго-восточное направление), осложненной выступом в районе скважин Моктаконская 1 и 3. Разлом экранирует залежь с северо-запада. Из залежи абакунского горизонта получен газ с конденсатом (скв. Моктаконская 1). В остальных скважинах получены либо вода, либо вода с газом. Абакунский резервуар из локальных пластов-коллекторов (0,7–25 % пористости) разобщен пластами с низкой проницаемостью (<1 мД). Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в Катакунской площади изменяются в широких пределах (среднее значение пористости 4–9 %), дебиты нефти и воды сильно варьируют (2–269 куб/сутки), проницаемость меньше или равна 27,10 мкм2. По результатам структурных построений залежь является пластово-сводовой, возможно, литологически экранированной, так как свойства пласта меняются от доломитов до известняков и глин [7].
Как показали предварительные сейсмические работы в пределах Наканновской площади, Тунгусская синеклиза является перспективным объектом венд-кембрийского нефтегазоносного комплекса Восточной Сибири.
По комплексу геофизических методов осуществлена прогнозная поисковая интерпретация, выделены три зоны потенциальной нефтегазоносности: в рифейских и вендских терригенных, а также в венд-нижнекембрийских отложениях. При интерпретации использовался метод, основанный на принципе прямых аналогий с эталонами или схожими объектами других регионов. Было осуществлено соответствие геофизических полей эталонных объектов и метода распознавания образов. Использовались также аэрогеофизическая съемка и неотектонический анализ, которые по комплексу методов смогли наметить нефтегазовые зоны II порядка в пределах Наканновской площади. На наиболее перспективных участках территории планируется провести сейсмические работы и пробурить пять параметрических скважин.
В настоящее время в южной части Тунгусской синеклизы (Южно-Тунгусская нефтегазоносная область) в пределах Таначи-Моктаконского нефтегазоносного района открыто четыре месторождения УВ в нижнем кембрии: Мактаконское, Таначинское (нефтегазовые), Нижне-Тунгусское и Усть-Дельтунинское (газовые) [7].
В открытых месторождениях проблемы также присутствуют. Это связано с главной особенностью региона: высокой насыщенностью интрузиями базитовой магмы, что значительно осложняет не только разведку, но и разработку месторождений.
Магматизм оказал воздействие на качество и выдержанность коллекторских свойств. Траппы снижают информативность сейсморазведки, а глубокое бурение сопровождается техническими трудностями и высокой аварийностью. Кроме того, магматизм активирует вторичные изменения коллекторов, а также изменяет фазовый состав сформированных дотрапповых внедрений в залежи. Рифогенные породы могут замещаться на плотные доломиты с примесью глин и сульфатов [5]. На рисунке 4 показаны открытые и предполагаемые газовые и нефтяные залежи Южно-Тунгусской НГО. На Моктаконском месторождении (открытом в 1987 г.) получен приток газа из таначинской свиты (ангинский ярус среднего кембрия), из абакунской свиты получен газ с конденсатом, из моктаконской свиты (нижний кембрий) получен приток нефти [7].
Структурный план по кровле таначинской свиты представлен моноклиналью (южное и юго-восточное направление), осложненной выступом в районе скважин Моктаконская 1 и 3. Разлом экранирует залежь с северо-запада. Из залежи абакунского горизонта получен газ с конденсатом (скв. Моктаконская 1). В остальных скважинах получены либо вода, либо вода с газом. Абакунский резервуар из локальных пластов-коллекторов (0,7–25 % пористости) разобщен пластами с низкой проницаемостью (<1 мД). Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в Катакунской площади изменяются в широких пределах (среднее значение пористости 4–9 %), дебиты нефти и воды сильно варьируют (2–269 куб/сутки), проницаемость меньше или равна 27,10 мкм2. По результатам структурных построений залежь является пластово-сводовой, возможно, литологически экранированной, так как свойства пласта меняются от доломитов до известняков и глин [7].
Как показали предварительные сейсмические работы в пределах Наканновской площади, Тунгусская синеклиза является перспективным объектом венд-кембрийского нефтегазоносного комплекса Восточной Сибири.
ИТОГИ
Проведенные в последнее время геофизические работы в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции неслучайны.
Этот регион, включающий Непско-Ботуобинскую антеклизу, имеет большой промышленный потенциал, связанный с венд-кембрийским нефтегазовым комплексом (20 крупнейших нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений). В Ангаро-Ленском районе открыто 11 месторождений газа. Самое крупное и уникальное — Ковыктинское газоконденсатное месторождение, открытое в венд-кембрийском продуктивном комплексе. В аналогичных месторождениях заключены основные запасы гелия Восточной Сибири (Непско-Ботуобинский, Ангаро-Ленский и Катангский НГО) [6]. Главная доля геологических запасов гелия приходится на Ковыктинское, Чаяндинское и Собинское (Непско-Ботуобинская антеклиза). Здесь осваивается уникальная газогелиевая сырьевая база, содержание гелия в газах на порядок выше, чем на Оренбургском газоконденсатном месторождении, где работает единственный в Европе и России гелиевый завод [6].
Неструктурные ловушки рифея и венда, открытые и предполагаемые в пределах Наканновской площади, являются лишь началом освоения огромных ресурсов УВ Восточной Сибири.
Этот регион, включающий Непско-Ботуобинскую антеклизу, имеет большой промышленный потенциал, связанный с венд-кембрийским нефтегазовым комплексом (20 крупнейших нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений). В Ангаро-Ленском районе открыто 11 месторождений газа. Самое крупное и уникальное — Ковыктинское газоконденсатное месторождение, открытое в венд-кембрийском продуктивном комплексе. В аналогичных месторождениях заключены основные запасы гелия Восточной Сибири (Непско-Ботуобинский, Ангаро-Ленский и Катангский НГО) [6]. Главная доля геологических запасов гелия приходится на Ковыктинское, Чаяндинское и Собинское (Непско-Ботуобинская антеклиза). Здесь осваивается уникальная газогелиевая сырьевая база, содержание гелия в газах на порядок выше, чем на Оренбургском газоконденсатном месторождении, где работает единственный в Европе и России гелиевый завод [6].
Неструктурные ловушки рифея и венда, открытые и предполагаемые в пределах Наканновской площади, являются лишь началом освоения огромных ресурсов УВ Восточной Сибири.
ВЫВОДЫ
Таким образом, из краткого обзора состояния изученности Тунгусской синеклизы, проведенных сейсмических работ и ранее пробуренных скважин можно сделать вывод о том, что по своим потенциальным возможностям Тунгусская НГО является одним из перспективных нефтегазовых объектов Восточной Сибири с богатыми запасами нефти и газа (в том числе гелия).
ЛИТЕРАТУРА
1. Геология Сибирской платформы. М.: Недра, 1966. 447 с. 2. Хоменко А.В. Основные черты размещения долеритов в чехле западной части Сибирской платформы // Новосибирск: Труды СНИИГГиМС, 1978. С. 148–155.
3. Старосельцев B.C. Историко-тектоническое положение траппов Сибирской платформы. Новосибирск: Труды СНИИГГиМС, 1983. С. 88–97.
4. Конторович А.Э., Старосельцев В.С., Сурков В.С. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Тунгусский бассейн. Новосибирск: ОИГГМ,
СНИИГГиМС, 1994. 91 с.
5. Поспеева Н.В., Ларичев А.И., Губин И.А., Севостьянов С.Ю. Выявление неантиклинальных ловушек в отложениях рифея и венда на севере Иркутской области по результатам интерпретации региональных сейсморазведочных данных (Центрально-Тунгусская нефтегазоносная область) // Геология нефти и газа. 2019. № 3. С. 47–56.
6. Беленицкая Г.А. Соли Земли: тектонические, кинематические и магматические аспекты геологической истории. М.: ГЕОC, 2020. 605 с.
7. Кузнецова Е.Н., Гордеева А.О., Константинова Л.Н., Глинских В.Н., Губин И.А. Модели строения месторождений нефти и газа Южно-Тунгусской нефтегазоносной области // Геология нефти и газа. 2014. № 1. С. 91–100.
3. Старосельцев B.C. Историко-тектоническое положение траппов Сибирской платформы. Новосибирск: Труды СНИИГГиМС, 1983. С. 88–97.
4. Конторович А.Э., Старосельцев В.С., Сурков В.С. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Тунгусский бассейн. Новосибирск: ОИГГМ,
СНИИГГиМС, 1994. 91 с.
5. Поспеева Н.В., Ларичев А.И., Губин И.А., Севостьянов С.Ю. Выявление неантиклинальных ловушек в отложениях рифея и венда на севере Иркутской области по результатам интерпретации региональных сейсморазведочных данных (Центрально-Тунгусская нефтегазоносная область) // Геология нефти и газа. 2019. № 3. С. 47–56.
6. Беленицкая Г.А. Соли Земли: тектонические, кинематические и магматические аспекты геологической истории. М.: ГЕОC, 2020. 605 с.
7. Кузнецова Е.Н., Гордеева А.О., Константинова Л.Н., Глинских В.Н., Губин И.А. Модели строения месторождений нефти и газа Южно-Тунгусской нефтегазоносной области // Геология нефти и газа. 2014. № 1. С. 91–100.
Юрова М.П.
ИПНГ РАН, Москва, Россия
mpyurova@mail.ru
ИПНГ РАН, Москва, Россия
mpyurova@mail.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Обобщение опубликованных геолого-геофизических материалов Тунгусской НГО Восточной Сибири. Использование данных сейсморазведки МОГТ, высокоточная гравиметрия, электро-
и аэромагнитная разведка, данные по опорным поисково-разведочным скважинам.
и аэромагнитная разведка, данные по опорным поисково-разведочным скважинам.
Тунгусская синеклиза, Восточная Сибирь, рифей, венд, сейсмические исследования, опорные скважины, перспективные участки, неструктурные (литологически экранированные, тектонически экранированные) ловушки
Юрова М.П. Неантиклинальные ловушки рифея и венда Тунгусской синеклизы на поисково-разведочном этапе // Экспозиция Нефть Газ. 2020. № 6. С 36–40.
DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10118
DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10118
15.09.2020
УДК 551
DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10118
DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10118
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33