Bjorlykke, K., J. Jahren, N.H. Mondol, O. Marcussen, D. Croize, C. Peltonen, і B. Thyberg, 2009, Sediment Compaction and Rock. Properties: S&D Article #50192. Web accessed 27 October 2010. http://www.searchanddiscovery.net/documents/2009/50192bjorlykke/index.htm .
Bridge JS, and R.V. Demicco, 2008, Earth surface processes, landforms and sediment deposits: New York, Cambridge University Press, 830 p.
Bucher K. and M. Frey, 2002. Petrogenesis of Metamorphic Rocks. Springer-Verlag; Berlin, Heidelberg; pp. 341.
Chalmers G., RM. Bustin та I. Powers, 2009. До речі, будь-яка інша назва повинна бути малою: важливість meso- і microporosity у shale gas capacity (abs.): AAPG Search and Discovery article 90090, 1 p.: http://www.searchanddiscovery.com /abstracts/html/2009/annual/abstracts/chalmers.htm (accessed March 14, 2011).
Day-Stirrat, RJ, A. McDonnell, і LJ. Wood, 2010, Diagenetic and seismic concerns associated with interpretation of deeply buried “mobile schales”, L. Wood, ed., Schale tectonics: AAPG Memoir 93, p. 5-27.
Glasmacher U.A, Bauer W., Clauer N., Puchkov V.N., 2004. Neoproterozoic metamorpishm і деформація на південно-західному margin of East European Craton Uralides, Russia. International Journal of Earth Sciences (Geol Rundsch) (2004) November 2004, Volume 93, Issue 5, pp. 921-944. DOI: https://doi.org/10.1007/s00531-004-0426-3
Jacob G., HJ. Kisch, and B.A. van der Pluijm, 2000. Відношення phyllosilicate orientation, X-ray diffraction intensity ratios, і c/b fisility ratios of Helvetic zone of Swiss Alps and Caledonides of Jamtland, центральна природа Швеції: Journal of Structural Geology, 2 ( p. 245-258.
Katsube TJ., 2000. Shale permeability and pore-structure evolution characteristics, Geological Survey of Canada. Report 2000, E15, 9 p.
Katsube TJ, M.A. Williamson, 1998. Shale petrophysical characteristics: permeability history of subsiding shales; в Shales і Mudstones II: Петрографії, Петропсихіки, Геометричної та економічної geology, (ed.) J. Schieber, W. Zimmerle, і P.S. Sethi; E. Schweizerbart Science Publishers, Stuttgart, Germany, p. 69-91.
Kisch HJ., 1990. Calibration of anchizone: Critical comparison of illite 'crystallinity' scales used for definition, Journal of Metamorphic Geology, 8: 31–46. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1525-1314.1990.tb00455.x
Kisch, HJ., 1991. Розвиток slaty cleavage and degree of low grade metamorphism: a review. Journal of Metamorphic Geology, 9, pp. 735-750. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1525-1314.1991.tb00562.x
Kubler B., 1967. La cristallinite de l'illite et les zones tout a fait superieures du metamorphisme, in: Colloque sur les etages tectoniques, 1966, Neuchatel, Ed. La Braconniere, 105-122.
Loucks R.G., M.R. Reed, S.C. Ruppel and U. Hammes, 2012. Spectrum pore types and networks in mudrocks and descriptive classification for matrix-related mudrock pores, AAPG Bulletin, v. 96, no. 6 (June 2012), pp. 1071-1098. DOI: https://doi.org/10.1306/08171111061
Mastalerz, M., A. Schimmelmann, A. Drobniak, і Y. Chen, 2013, Porosity of Devonian і Mississippian New Albany Shale поширюється на відступ gradient: Insights from organic petrology, gas adsorption, and mercury intrusion, AAPG Bulletin, v. 97, no. 10 (Жовтень 2013), pp. 1621-1643. DOI: https://doi.org/10.1306/04011312194
Merriman, RJ, Peacor, DR., 1999. Великі low-grade metapelites: mineralogy, microfabrics and measuring reaction progress. В: Frey, M., Robinson, D. (Eds.), Low-grade metamorphism. Blackwell Science, Oxford, pp. 10-60.
Мікробудинок добре відбитих sediments: від mud to shale, 1991. Editors: Bennett, RH, Bryant, WR, Hulbert, MH, Associated Editors: Chiou, W.A., Faas, RW, Kasprowicz, J., Li, H., , T., O`Brien, N.R., Pamukcu, S., Smart, P., Weaver, C.E., Yamamoto, T. Springer New York. 1991, 566 p. DOI: https://doi.org/10.1007/978-1-4612-4428-8
Mondol, NH, K. Bjorlykke, J. Jahren, і K. Hoeg, 2007, Experimental mechanickа compaction of clay mineral aggregates - зміни в фізичних властивостях mudstones під час буріалу: Marine and Petroleum Geology, v. 24, p. 289-311. DOI: https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2007.03.006
Nelson, H.P., 2009. Pore throat sizes in sandstones, tight sandstones and shale: AAPG, V. 93, no 3, 329-340 p. DOI: https://doi.org/10.1306/10240808059
Neuzel, C.E., 1994, How permeable є clays and shales? Water Resources Research, vol. 30, no. 2 (February 1994), p. 145-150.
Park A.F., 2009. Cleavages розроблений в мудстоні під час діагенів і деформації: an example from the Carboniferous (Tournaisian), Southeastern New Brunswick, Canada: Atlantic Geology 45 (2009), pp. 204-216. DOI: https://doi.org/10.4138/atlgeol.2009.010
Passchier, C.W., Trouw, R.A.J., 2005. Microtectonics. Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 366 p. DOI: https://doi.org/10.1007/3-540-29359-0
Rouquerol, J., D. Avnir, C.W. Fairbridge, D.H. Everett, J.H. Haynes, N. Pernicone, J.D. F. Sing та K.K. Unger, 1994. Recommendations for characterization of porous solids: Pure and Applied Chemistry, v. 66, p. 1739-1758. DOI: https://doi.org/10.1351/pac199466081739
Rushing, J.A., 2014. Petrophysics of Shale Reservoirs: Під скелями, порів, fluids і їх interactions. AMU PETE 631 Lecture College Station, TX (USA) - 07 April 2014. 102 p. http://www.pe.tamu.edu/blasingame/data/z_zCourse_Archive/P631_14A/P631_14A_Lectures/P631_14A_Lec_xx_...
Schieber, J., 2011. Shale microfabrics and pore development - An overview with emphasis on importance of depositional processes, Recovery – 2011 CSPG CSEG CWLS Convention, 4 p.
Schmoker JW., 1995. Метод для розслідування незмінних типів (неконвенційних) гідрокарбонних накопичень, в Gautier D.L., Dolton G.L., Takahashi K.I, і Varens K.L. supporting data: U.S. Geological Survey Bulletin Data Series DDS-30, 1 CD-ROM.
Syed A.A., Clark W.J., Moore W.R., Dribus J.R., 2010. Diagenesis and reservoir quality // Oilfield Review Summer 2010:22, no.2. - 14-27 p.
TXCO Resources, 2009, The emerging resource company, TXCO Resources: Howard Weil 37th Annual Energy Conference, New Orleans, March 22–29, 2009, 35. (accessed March 25, 2011)
Van der Pluijm, В.А. & Kaars-Sijpesteijn, C.H., 1983. Chlorite-mica aggregates: morphology, orientation, development and bearing on cleavage formation in very low-grade rocks. Journal of Structural Geology, V.6, pp. 399-407.
Van Sickel, W.A., Kominz, M.A., Miller, K.G., & Browning, J.V.(2004). Останній Cretaceous і Cenozoic морські рівні помітки: Backstripping analysis of borehole data, onhore New Jersey. Basin Research, 16 (4), 451-465. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1365-2117.2004.00242.x
Vazquez M., L. Asebriy, A. Azdimousa, A. Jabaloy, G. Booth-Rea, L. Barbero, M. Mellini, F. Gonzalez-Lodeiro, 2013. Видання extension metamorphism associated to Cretaceous rifting of North-Maghrebian massive margin: Tanger-Ketama Unit (External Rif, Northern Marocco): Geologica Acta, Vol. 11, N3, September 2013, pp. 277-293. DOI: https://doi.org/10.1344/105.000001843
Weaver C.E., 1984. Shale-Slate Metamorphism in Southern Appalachians Developments in Petrology. V. 10, 239 p.
Winkler, HGF., 1974. Petrogenesis of Metamorphic Rocks. English editor E. Froese. Springer Study Edition, 3rd edition, Springer-Verlag, Berlin, Heidelberg, New York. 320 p.
Згідно з правилами, щоб захистити кандидатську, потрібно не менше трьох публікацій у журналах, включених до переліку ВАК. Свого часу прошерстив по всіх можливих журналах, тому поділюся своєю думкою про них та досвідом публікації. Для зручності складу у вигляді умовного рейтингу від найкрутіших до найбідніших.
1. Нафтове господарство
oil-industry.ru
Безперечно, найбільш ходовий, читаний, цитований і так далі журнал, де дійсно є працююча процедура незалежного рецензування. Направлено лише на нафтові родовища, рубрик багато. Однак раніше в мене постало питання, чому в деяких статтях буває так багато води. І тут якось наважився надіслати статтю сам. Потрібно віддати належне, рецензія прийшла досить швидко, та й зауваження були загалом у справі. Однак, якщо усунути всі зауваження рецензента, то вийде не вузько спеціалізована стаття, а як мінімум друга кандидатська. Великий плюс журналу – він включений до міжнародної бази SCOPUS. Припустимо, у ТюмДНГУ за статтю у такому журналі готові заохочувати сумою у 30 тир, це дуже суттєво, враховуючи, що оклад доцента – 10 тир.
2. Газова промисловість
gas-journal.ru
Сюди приймають статті, що стосуються переважно газових і газоконденсатних та інших родовищ. Зіткнутися не доводилося особисто. Але це свого роду "Нафтове господарство" для газовиків. Дуже шанований журнал.
3. Нафтопромислова справа
Геологія, геофізика та розробка нафтових та газових родовищ
Будівництво нафтових та газових свердловин на суші та на морі
Обладнання та технології для нафтогазового комплексу
Автоматизація, телемеханізація та зв'язок у нафтовій промисловості
vniioeng.mcn.ru
На третьому місці одразу п'ять журналів, хоча з них, до нашої теми належать лише перші два. Однак якщо надішліть статтю з розробки в якусь іншу, то не виключено, що опублікують. Припустимо, статтю про гідродинамічні дослідження свого часу публікували в "Автоматизації, телемеханізації...". Ці журнали об'єднує те, що всі вони під крилом ВНДІОЕНГ, тому і редакція, як я розумію, практично та сама. Опублікувати цілком реально. Поки щойно відправив туди статті, відповіді ще не було. Але якщо серед авторів немає аспірантів, то можуть вимагати 3 тири за публікацію. Хочуть потрапити до бази SCOPUS, що дуже похвально.
4. Територія НАФТОГАЗ
www.neftegas.info
Журнал про все і ні про що. Тематика статей дуже широка, проте хтось все одно читає. Опублікувати дуже реально, якщо заздалегідь підготувати рецензію. Публікувався там двічі, жодних правок не вносили взагалі.
5. Нафтогазова справа
http://www.ogbus.ru/
Головна особливість журналу - він електронний, але є і друкована версія з такою самою назвою. У ньому, мабуть, найбільше бюрократичних процедур. Для публікації статті аспіранта потрібна навіть виписка із засідання кафедри. Журнал, на відміну від вище розглянутих, базується в Уфі. Думаю, опублікуватися цілком реально, але може затягтися, чомусь зв'язуватися не став.
6. Вісті вищих навчальних закладів. Нафта і газ
http://www.tsogu.ru/1720/1028/folder-2005-06-10-5748944590/oilgas/
Кажуть, колись це був дуже престижний журнал, куди мріяли потрапити все і вся. Тепер служить в основному для публікацій претендентів на ТюмДНГУ, і випускає його власне теж ТюмДНГУ. Там завжди велика черга, потрібно зібрати купу папірців. Проте хто його читає, крім самих авторів, мені невідомо. Виходить у чорно-білому вигляді, раз на 2 місяці. Єдиний плюс для претендентів на ТюмДНГУ можуть прискорити вихід статті, якщо близько захист.
7. Технології нафти та газу.
http://www.nitu.ru/tng.htm
Теж виходить раз на два місяці у чорно-білому вигляді, але вже в РГУ. Може він журнал і хороший, але дуже маловідомий. Навіть тодішній, нині покійний, секретар ради дуже здивувався, що у списку ВАК є і такий журнал. Публікував там одну статтю, правити довелося мінімум і у справі. На моє прохання навіть прискорили публікацію, за що дякую головному редактору Борису Петровичу. Читають його, мабуть, лише у РГУ.
8. Інженер-нафтовик
http://www.ids-corp.ru/index.php?pid=39
Цей журнал може і не заслуговує на 8 місця, але я не можу пригадати, щоб хоч раз тримав його в руках. Хоча розвідка показала, що опублікуватись там цілком реально і без істотних правок. Документів теж потрібен мінімум.
9. Природні та технічні науки
[email protected]
Теж дуже реально опублікуватися, дізнавався особисто, але незрозуміло навіщо. Хоча ні, знаю. Якщо хочете, щоб вашу статтю ніхто не побачив, можна туди.
10. Вісник університету Тамбовського. Серія: Природні та технічні науки
[email protected]
Вісті вищих навчальних закладів. Північно-Кавказький регіон. Природні науки
[email protected]"
Вісті вищих навчальних закладів. Північно-Кавказький регіон. Технічні науки
[email protected]
Наукові відомості Білгородського державного університету. Серія Природничі науки
[email protected]
Вчені записки Казанського університету. Серія Природничі науки
[email protected]
Все це теж ваковські журнали, і в них також можна опублікуватися, дізнавався особисто. Знову ж таки постає питання навіщо.
Суміжні журнали:
Буріння та нафта
Вісник Асоціації бурових підрядників
Геологія нафти та газу
Журнал Сибірського федерального університету. Серія: Техніка та технології
Нафтогазова геологія. Теорія та практика (електронний журнал)
Нафта Росії
Про них нічого не дізнавався. Однак у тому ж "Буріння та нафта" бувають тематичні номери, пов'язані з розробкою.
Гідні журнали:
Гірські відомості
http://www.sibsac.ru/gornye-vedomості
Скромний, але цілком якісний журнал, який випускає ВАТ "СибНАЦ". Не ваковський, проте гідний цього, ніж багато ваківських. Принаймні впевнений, що у СибНАці його читають.
Наука та ПЕК
miptek.ru
Тюменський журнал теж зав'язаний з ТюмДНГУ, але через окремих людей, тож від вузу незалежний. У зв'язку із цим набагато простіше процедура публікації. Журнал новий, тому маловідомий, проте зроблений якісно, виходить щомісяця. Претендує на те, щоби стати ваковським. Ходили чутки, що журналу не вистачає наповнення, тому закликаю всіх надіслати по статейці на адресу журналу!
Новатор
Був у ТНК такий корпоративний журнал, коли публікували щось цікаво. Нині не знаю, що з ним стало.
Роснефть - Науково-технічний вісник
http://www.rosneft.ru/news/media/stb/
Зате цей корпоративний журнал "Роснефти" продовжує виходити. Теж буває дещо цікаве.
P.S. Якщо знаєте про якісь журнали, а також якщо є посилання на номери Нафтового господарства за 2013 рік, залишайте в коментах
УДК 553.98.04(265.51/.54)
Маргуліс Л.С.
ФГУП "Всеросійський нафтовий науково-дослідний геологорозвідувальний інститут" (ВНІГРІ), Санкт-Петербург, Росія [email protected]
НАФТОГЕОЛОГІЧНЕ РАЙОНУВАННЯ І ОЦІНКА НАФТОГАЗОВИХ РЕСУРСІВ ДАЛЕВОСХІДНИХ МОРЕЙ
У статті розглядаються принципи нафтогеологічного районування та проведено районування територій та акваторій Далекого Сходу на нафтогазоносні області, в межах яких родовища нафти та газу характеризуються подібними умовами формування та приурочені до єдиних нафтогазоносних комплексів. За вуглеводневим багатством виділяється 6 нафтогазоносних областей, де зосереджено 75% ресурсів. Проведено оцінку достовірності ресурсних прогнозів та визначено основні ризики нафтогазопошуків.
Ключові слова: Далекий Схід Росії, нафту, газ, ефективність геологорозвідувальних робіт, ризики нафтогазопошуків.
Існує два основні завдання нафтогазогеологічного районування [Прогноз
родовищ …, 1981]. Перша полягає у виділенні великих об'єктів, в межах
яких процеси генерації та акумуляції нафти та газу протікали автономно. Вт раю
завдання спрямовано виділення великих об'єктів, межах яких родовища
нафти та газу характеризуються подібними умовами формування та приурочені до єдиних
нафтогазоносним |
комплексів. Якщо |
значною |
|||||
теоретичний аспект, то друга націлена безпосередньо на пошуки родовищ нафти |
|||||||
та газу. Зазвичай перше завдання вирішується при осадово-басейновому районуванні, друге – |
|||||||
при так званому «провінційному» |
районуванні з |
виділенням |
нафтогазоносних |
||||
провінцій (НГП), нафтогазоносних областей (НГО) та нафтогазоносних районів (НГР).
Протиставляти зазначені завдання та способи нафтогеологічного районування не можна.
НУО та НГР. Виділення останніх регламентується методичними рекомендаціями щодо
прогнозу вуглеводневих ресурсів регіонів [Методичне керівництво ..., 2000].
нами, як і раніше [ Паливно-енергетичнасировинна ..., 1999; Белонін, Маргуліс, 2005], на
«провінційної» основі, оскільки основною метою було поділ перспективних
земель за спостережуваним та прогнозним розподілом родовищ нафти та газу та
визначення методів нафтогазопошукових робіт.
ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru/ |
Базовою для нафтогазогеологічного районування стала складена нами тектонічна карта далекосхідних акваторій та прилеглої (суширис. 1). Не зупиняючись на її характеристиці, слід звернути увагу на такі основні положення, які безпосередньо стосуються перспектив нафтогазоносності регіону.
1. Далекосхідні акваторії відносяться до активної островодужної околиці, яку Л.І. Червоний вдало назвав транзиталлю [Червоний, 1977]. У далекосхідній транзиталі чітко виділяється тилова (пасивна) та зовнішня (фронтальна) частини. Найбільшими перспективами нафтогазоносності має тилова (пасивна) частина.
2. Найбільшими тектонічними елементами пасивної частини транзиталі є:
підводна околиця континенту; внутрішньотранзитальні кайнозойські плити; глибоководні западини; кайнозойські акреційно-колізійні області
3. Переважна частина ресурсів УВ прогнозується в крайових западинах околиці.
Євразіатського континенту та кайнозойських акреційно-колізійних систем. Ці западини зазвичай мають двоповерхову будову. Нижній (палеогеновий, зазвичай доолігоценовий)
поверх – рифтовий, верхній (олігоцен-неогеновий) – западинного заповнення. Найбільш чітко рифтовий поверх виражений на околиці континенту, в Західно-Сахалінському та Охотсько-Західно-
Камчатському прогинах. Грабен-рифти виконані граувакками, часто вугленосними. Верхній
(Олігоцен-неогеновий) поверх |
практично |
повсюдно |
представивши |
||
різноманітними теригенними та вулканогенно-осадовими відкладами, що складають |
|||||
основний нефтегазоперспективний чохол далекосхідних акваторій Загальна потужність |
|||||
кайнозойських відкладень сягає 12-13 км. |
|||||
4. Фази дислокацій осадового чохла |
відзначаються |
на рубежах крейди |
кайнозою, |
||
нижнього та середнього міоцену, а також у пліоцені-квартері. Найчастіше весь осадовий чохол пізньокайнозойськими подіями деформований спільно.
5. Основною відмінністю олигоцен-неогенового чохла потужністю до
9-10 км є поєднання найбільш значних його прогинів з глибоководними западинами з утворенням єдиних седиментаційних систем. Це обумовлює не тільки структурні, але, що дуже важливо наголосити, і седиментаційні асиметрії осадових басейнів та їхню різку диференціацію за факторами нафтогазононакопичення.
Кайнозойський чохол практично повністю покриває акваторіальний простір і часом важко провести кордон осадових басейнів. Їх виділення показано з прикладу найбагатшого вуглеводнями Охотоморського регіону (рис. 2).
_______________________________________________________________________________________
© Нафтогазова геологія. Теорія та практика. 2009 (4) http://www.ngtp.ru/5/23_2009.pdf
ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru/ |
|||||||||||||||
Умовні позначення: |
|||||||||||||||
Євразійський континент: 1 – мезозойські акреційно- |
|||||||||||||||
колізійні |
системи (мезозоїди), 2 |
східно- |
|||||||||||||
азіатський вулканічний пояс, 3 – міжгірські западини. |
|||||||||||||||
переходу |
континенту |
||||||||||||||
(Транзиталь). |
|||||||||||||||
Тилова (пасивна) частина транзиталі |
|||||||||||||||
4-5 підводна |
околиця континенту: 4 – підняття, 5 – |
||||||||||||||
рифтогенні прогини та кайнозойські плити; 6-8 |
|||||||||||||||
внутрішньотранзитальні кайнозойські плити: 6 – вихід |
|||||||||||||||
на дно моря докайнозойської основи, 7 – підняття, 8 |
|||||||||||||||
- рифтогенні |
прогини; 9 – глибоководні |
||||||||||||||
транзиталі; |
кайнозойські |
акреційно- |
|||||||||||||
колізійні |
|||||||||||||||
поверхню та дно моря докайнозойських утворень, 11 |
|||||||||||||||
– міжбасейнові підняття та борти западин, 12 |
|||||||||||||||
кайнозойські міжгірські западини та прогини; 13 – |
|||||||||||||||
кайнозойські крайові басейни. |
|||||||||||||||
Зовнішня (фронтальна) частина транзиталі. Східно- |
|||||||||||||||
Камчатсько-Олюторська |
пізно-кайнозойська |
||||||||||||||
акреційно-колізійна |
|||||||||||||||
поверхня |
докайнозойських |
утворень |
|||||||||||||
східних |
півострівів |
Камчатки, 15 |
|||||||||||||
міжвпадинні підняття, 16 – грабен-рифти та западини, |
|||||||||||||||
17 – крайові басейни. |
|||||||||||||||
Фронтальна |
транзитальна |
тріада: 18 |
|||||||||||||
глибоководні |
вулканічні |
||||||||||||||
(Надсубдукційні) |
острівних |
||||||||||||||
острівні |
підводні |
||||||||||||||
височини глибоководних западин Берингового моря, |
|||||||||||||||
притихоокеанський |
острівних |
||||||||||||||
острівний |
Курило-Камчатського |
||||||||||||||
глибоководний жолоб, 22 – глибоководний жолоб |
|||||||||||||||
23 – межі структурних елементів: а) найбільших; б) |
|||||||||||||||
великих; в) середніх; 24 – а) шовні зони та великі |
|||||||||||||||
б) інші розломи; 25ізогіпси; 26 - ізобати |
|||||||||||||||
Найменування прогинів та западин |
|||||||||||||||
Міжгірські западини материка (цифри без гуртків): 1 |
|||||||||||||||
– Верхнезейська, 2 – Удська, 3 – Східно-Тугурська, 4 – |
|||||||||||||||
Удильська, 5 – Ушумунська, 6 – Зеї-Буреїнська, 7 – |
|||||||||||||||
Верхньобуреїнська, 8 – Середньоамурська, 9 – Ханкайська, |
|||||||||||||||
10 – Суйфунська, 11 – Сучанська, 12 – Кавіноко- |
|||||||||||||||
Тауйська |
|||||||||||||||
Осадові басейни транзиталі (цифри у гуртках). 1- |
|||||||||||||||
окраїнно-континентальні |
басейни: |
||||||||||||||
Гіжигінська западина, 2 – Північно-Охотський басейн, 3 – |
|||||||||||||||
Кухтуйсько-Лисянський басейн, 4 – Шантарський басейн; |
|||||||||||||||
5 - Хоккайдо-Сахалінська |
кайнозойська |
акреційно- |
|||||||||||||
колізійна |
Північно-Корякська |
||||||||||||||
кайнозойська |
акреційно-колізійна |
область; 7 |
|||||||||||||
Західно-Камчатська |
кайнозойська |
акреційно- |
|||||||||||||
колізійна |
Східно-Камчатсько- |
||||||||||||||
Олюторська |
пізньокайнозойська |
акреційно- |
|||||||||||||
колізійна система. |
|||||||||||||||
ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru/ |
Умовні позначення:
1 - докайнозойські аккреційноколізійні області: мезозойські Верхоянсько-Колимська (I), МонголоОхотська (II), Сихоте-Алин'ська (III) та мел-раннепалеогенова Корякська (IV); 2 – серединні масиви (мікроконтиненти): Омл – Омолонський, Тг – Тайгоноський, Ом – Омулевський, Ох – Охотський; 3-4 - вулканічні пояси: 3 - крейдяні Охотсько-Чукотський (а) та Сихоте-Алінський (б), палеогеновий Коряцко-Західно-Камчатський (в); 4 - олігоцен-четвертинний КурилоКамчатський вулканічний пояс; 5 – докайнозойські утворення кайнозойських акреційно-колізійних областей: а – палеозо-мезозойські (у Серединно-Камчатському виступі та докембрійські) метаморфічні та вулканогенно-кремнисті утворення; б - верхньокремові теригенні утворення; 6 – глибини підошви кайнозойського чохла менше 2 км (а), виходи на дно моря акустичного фундаменту (б); 7 – глибини підошви чохла 2-6 км; 8 – глибини підошви чохла більше б км; 9 – ізогіпси підошви кайнозойського чохла (в км); 10 - зона відсутності сейсмічного матеріалу (зона флюїдопереносу на схилі западини Дерюгіна); 11 - кордон Охотської провінції; 12 - межі основних кайнозойських осадових басейнів та прогинів; 13 - дрібні кайнозойські постколізійні западини обрамлення Охотської провінції; 14 -розломи; 15 - глибоководні жолоби.
Основні осадові басейни та прогини (цифри в гуртках):
1. Охотсько-Західно-Камчатський басейн 1.1. Західно-Камчатський прогин
1.2. Воямполівський прогин 1.3. Шеліховський прогин 1.4. Поворотний прогин 2. П'ягінський прогин
3. Пусторецький (Кінкільський) прогин
4. басейн Тінро
5. Північно-Охотський басейн 5.1. Зав'яловський прогин 5.2. Мотиклейський прогин 6. Гіжигінський прогин
7. Лисянсько-Кухтуйський басейн 7.1. Лисянський прогин 7.2. Кухтуйський прогин
8. грабени Шантарського шельфу
9. Північно-Сахалінський прогин 9.1. Північно-Сахалінський басейн 9.2. Північний прогин 9.3. Прикордонний прогин 10. Дерюгинський басейн
10.1. східно-Сахалінський прогин 10.2. западина Дерюгіна 11. Южно-Сахалінський басейн 11.1. прогин Аніва 11.2. Макарівський прогин
11.3. Володимирівський прогин 12. Южно-Охотський басейн; 13. Голигінський прогин
14. Західно-Сахалінський басейн
Мал. 2. Осадові басейни Охотоморського регіону
(Склали Л.С. Маргуліс і Т.А. Андієва)
_______________________________________________________________________________________
© Нафтогазова геологія. Теорія та практика. 2009 (4) http://www.ngtp.ru/5/23_2009.pdf
ISSN 2070-5379 Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL: http://www.ngtp.ru/ |
|||||||||||||||
Умовні позначення: |
|||||||||||||||
1-8 - щільність геологічних НСР УВ (тис.т/км2): 1 - |
|||||||||||||||
>100, 2 – 75-100, 3 – 50-75, 4 – 30-50, 5 – 10-30, 6 – 5-10, |
|||||||||||||||
7 – 3-5, 8 - <3: 9 – осадочные |
глибоководних |
||||||||||||||
акваторій; |
- Безперспективні землі: а) виходи |
||||||||||||||
комплексу |
основи |
поверхня |
|||||||||||||
морське дно; б) з малопотужним осадовим чохлом; 11 – |
|||||||||||||||
Охотсько-Чукотський крейдяний вулканічний пояс; 12 – |
|||||||||||||||
неоген-сучасний Курило-Камчатський вулканічний |
|||||||||||||||
місце народження |
|||||||||||||||
газоконденсатні, 14 – нафтогазоконденсатні; 15 – |
|||||||||||||||
межі нафтогазоносних провінцій (римські цифри); |
|||||||||||||||
нафтогазоносних |
перспективно |
||||||||||||||
нафтогазоносних областей (цифри у гуртках); 17-19 |
|||||||||||||||
межі структур: 17 – найбільших, 18 – великих, 19 – |
|||||||||||||||
середніх; 20 - розломи; 21 - ізобати |
|||||||||||||||
I Охотська НГП: 1 – Гіжигінська ПНГО, 2 – Західно- |
|||||||||||||||
Камчатська |
НУО, 3 – Північно-Охотська |
||||||||||||||
Тінрівська |
ПНГО (впадина) |
Кухтуйська |
|||||||||||||
ПНГО, 6 – Шантарська ПНГО, 7 – Північно-Сахалінська |
|||||||||||||||
Південно-Сахалінська НУО, 9 |
- Західно- |
||||||||||||||
Сахалінська НУО, 10 – Центрально-Охотська ПНГО, |
|||||||||||||||
11 - Південно-Охотська ПНГО; |
|||||||||||||||
Притихоокеанська |
– Хатирська |
||||||||||||||
(Хатирський |
прогин), 13 – Олюторська |
||||||||||||||
Східно-Камчатська |
|||||||||||||||
Серединнокурильська |
ПНГР (Средінокурильський |
||||||||||||||
провінцій: |
Анадирсько- |
||||||||||||||
Наварінська |
Пенжинська |
||||||||||||||
(Пенжинський |
– Центрально-Камчатська |
||||||||||||||
1-12 западини материка: 1 – Верхнезейська, 2 – Удська, |
|||||||||||||||
3 – Східнотугурська, 4 – Удильська, 5 – Ушумунська, 6 – Зеї-Буреїнська, 7 – Верхньобуреїнська, 8 – Середньоамурська, 9 – Ханкайська, 10 – Суйфунська, 11 – Сучанська, 12 – Кавінсько-Тауйська
кільцем. Системою розломів і виступів воно поділяється на окремі басейни, які за будовою земної кори та характером кайнозойського виконання утворюють тектонічний.
ряд від прогинів околиці континенту та приорогенних депресій кайнозойс
колізійних областей до задугових глибоководних западин. Межі пріорогенних прогинів з глибоководними западинами зазвичай збігаються із серією розломів і часто супроводжуються широкими зонами флюїдопереносу. Геотермічний режим надр різко
диференційований |
[ Пояснювальна |
записка…, |
Тектонічне |
районування…, |
|||||||||
2006]. Особливо високими значеннями теплового потоку (112 мВт/м2) |
характеризуються |
||||||||||||
розриви, що поділяють сахалінську та дерюгінську системи прогинів. |
|||||||||||||
Важливою рисою Охотоморського регіону є формування в олігоцен-неогені |
|||||||||||||
острівні околиці з єдиним кінцевим водоймою стоку. Ця обставина, незважаючи |
|||||||||||||
на відмінності в структурно-морфологічному образі суші, що обрамляє, і диференціації |
|||||||||||||
тектонічних рухів, визначило такі важливі особливості осадового чохла: |
|||||||||||||
концентрацію |
осадового |
матеріалу |
периферії |
охотоморського |
|||||||||
занурення; |
|||||||||||||
· значну спільність і безперервність осадового чохла в суміжних, часом |
|||||||||||||
різнорідних |
геологічної |
природі прогинах, що робить в |
значною |
||||||||||
умовними межі виділених басейнів; |
|||||||||||||
· Проградаційний тип заповнення водойми серією секвенсів, що просуваються з |
|||||||||||||
диференціацією зовнішніх (уламкових) та внутрішніх (глинистих та кремністо-глинистих) |
|||||||||||||
формацій. |
|||||||||||||
На рис. 3 представлений макет карти перспектив нафтогазоносності Далекого Сходу, |
|||||||||||||
здебільшого, |
станом |
вивченості |
Вихідним |
елементом |
|||||||||
нафтогеологічного районування є НГО частина нафтогазоперспективних земель, |
|||||||||||||
приурочена до одного або кількох суміжних геоструктурних елементів із загальними |
|||||||||||||
регіональними нафтогазоносними комплексами |
|||||||||||||
Розміри НУО Далекого Сходу коливаються від 27 тис. км2 (Хатирська НУО) до 118 |
|||||||||||||
тис. км2 (Північно-Сахалінська НУО). Всього на далекосхідних акваторіях виділено18 |
|||||||||||||
Значна частина |
по тектонічному |
ознакою об'єднано, в ноНГП |
|||||||||||
деякі |
них (Анадирсько-Наварінська, |
Пенжинська, |
Центрально-Камчатська) |
||||||||||
виділяються як самостійні галузі. Традиційно на Далекому Сході виділяються |
|||||||||||||
Охотська та Притихоокеанська НГП. |
Виділення провінцій достатньо |
дискусійно, так |
|||||||||||
_______________________________________________________________________________________
© Нафтогазова геологія. Теорія та практика. 2009 (4) http://www.ngtp.ru/5/23_2009.pdf
раціональності та зручності. Як правило, регіони, що за геологічними критеріями відповідають НГП, але не мають значних ресурсів (більше 2 млрд. т н.е.) не рекомендується виділяти в самостійні НГП [ Прогноз родовищ…, 1981].
Вуглеводнева ресурсна база далекосхідного шельфу оцінюється (до ізобати 500
м) у 18,9 млрд. т н.е.* Це оцінка ВНІГРІ, офіційна оцінка приблизно на 1,5 млрд. т
нижче [Бєлонін, Маргуліс, 2005]. Але розбіжність незначна і в межах точності прогнозу.
За вуглеводневим багатством виділяються шість НУО: Північно-Сахалінська, Західно-
Камчатська, Північно-Охотська, Анадирсько-Наваринська та Хатирська. У них зосереджено
75% ресурсів, у тому числі 35% усіх ресурсів сконцентровано у Північно-Сахалінській НУО
Мал. 4. Ресурси УВ далекосхідних акваторій (розподіл НСР УВ НГО)
Північно-Сахалінська НУО є еталоном і водночас гранично високим ресурсним показником для інших областей Далекого Сходу. Тому достовірність визначення ресурсів цієї галузі значною мірою визначає точність ресурсних прогнозів в інших НУО Далекого Сходу. Щільність ресурсів у Північно-Сахалінській НУО становить близько 70 тис. т/км2. Це дуже висока щільність, якщо врахувати, що щільність ресурсів багатих НДБ західного сектора Тихоокеанського, поясаних як Саравак,
_______________________________________________________________________________________
© Нафтогазова геологія. Теорія та практика. 2009 (4) http://www.ngtp.ru/5/23_2009.pdf
Мал. 5. Початкові ресурси УВ Північно-Сахалінської НУО
В даний час вивченість Північно-Сахалінської НУО така, що дозволяє провести оцінку достовірності ресурсних прогнозів. Як відомо, максимальна ефективність нафтогазопошуків більшості басейнів Світу досягається приблизно за
20% розвіданості ресурсів.
Максимальна ефективність геологорозвідувальних робіт на північно-сахалінському шельфі (6,3 тис. т/м) була досягнута в період 1977-1992 рр., коли були відкриті найбільші родовища (Одопту-море, Пільтун-Астохське, Чайво-море, Аркутун-
Дагінське, Лунське). Після 1992 р. спостерігається різке зниження ефективності ГРР
(«Сухі свердловини»: Астрахановська, Ведмідь, Тойська, Савицька; відкриття лише дрібних родовищ: Пела-Лейч, Вдале, Південно-Васюканське). Розвідані геологічні запаси на 01.01.2000 р. становили 1,3 млрд. т н.е. (на 01.01.2007 р.
розвідані запаси цих родовищ1,8 млрд. т н.е.). Якщо прийняти, що ці запаси становили 20% від ресурсів, то сумарні ресурси шельфу Північного Сахаліну можна оцінити за цим показником приблизно 6,5-7 млрд. т н.е.
Подібний обсяг ресурсів УВ прогнозується і за величиною найбільшого в НУО родовища, де зазвичай концентрується порядка 10% ресурсів всього НУО. У Північно-
Сахалінської НУО найбільше Чайвінське родовище (рис. 6) містить близько 700 млн.
_______________________________________________________________________________________
© Нафтогазова геологія. Теорія та практика. 2009 (4) http://www.ngtp.ru/5/23_2009.pdf
Таким чином, як показують результати ГРР, початкові сумарні ресурси УВ шельфу Північного Сахаліну обсягом 6,6 млрд. т н.е. було визначено досить достовірно. Станом на 01.01.2007 р. розвіданість ресурсів (1,8 млрд. т) шельфу становить 27%, освоєність ресурсів (3 млрд. т) – 45%, а неосвоєна частина (Д+С3)
прогнозується обсягом 3,6 млрд. т н.е. (Мал. 7).
Мал. 7. Структура НСР УВ шельфу Північно-Сахалінської НУО (на 01.01.2008)
Тим часом, ресурси Північно-Сахалінської НУО потребують уточнення і насамперед
в їх диференціації за площею та за фазовим складом. Згідно з прийнятою офіційною оцінкою у складі ресурсів шельфу переважає вільний газ (52%), а нафта становить
всього близько 38%. Судячи з фазового складу родовищ |
як суші, так і акваторії |
|||||
(Мал. 8) ці показники слід поміняти місцями. Швидше за все, в ресурсах шельфу хоч і |
||||||
незначно, переважає нафту (52%). |
||||||
Таким чином об'єм та щільність |
ресурсів УВ північно-сахалінського зразка |
|||||
підтверджуються |
результатами |
ГРР. Ресурсні |
показники |
є |
||
відправними в оцінці ресурсів інших НУО. Переважна більшість земель акваторій |
||||||
має щільність ресурсів менше 30 тис. т/км2. Величезними щільностями характеризуються |
||||||
западини Північно-Сахалінської, Західно-Камчатської, Північно-Охотської та Хатирської НУО. |
||||||
Причому район із густиною ресурсів понад 50 тис.т/км2 виділяються |
||||||
_______________________________________________________________________________________
© Нафтогазова геологія. Теорія та практика. 2009 (4) http://www.ngtp.ru/5/23_2009.pdf