Катагенез рассеянного органического вещества и оценка нефтегенерационного потенциала верхнепермских отложений Вилюйской синеклизы

подводных месторождений полезных ископаемых и возобновлении работы Северного морского пути.

Исследования выполнены в рамках проекта № 53 Программы РАН 44П «Арктика».

Литература

1. Аветисов Г.П. Сейсмоактивные зоны Арктики. -СПб.: НИИОкеанология, 1996. - 185 с.

2. Stover C. W. Evaluting the Intensity of United States Earthquakes // Earthquakes, Volcanoes. Reston. - Virginia: USA, 1989. - P. 45-53.

3. Имаев В.С., Имаева Л.П., Козьмин Б.М. Сейсмотектоника Якутии. - М.: ГЕОС, 2000. - 227 с.

4. Медведев С.В, Шпонхойер В., Карник. Шкала сейсмической интенсивности MSK-64. - М.: МГК

УДК 540.4:552.578.2

АН СССР, 1965. - 11 с.

5. Новый каталог сильных землетрясений на территории СССР с древнейших времен до 1975 г. - М.: Наука, 1977. - 536 с.

6. Геологическая карта Горного Таймыра. М. 1: 500 тыс. Объяснительная записка. - Красноярск: ПГО «Красноярскгеология», 1986. - 177 с.

7. Григорьев М.Н., Имаев В.С., Имаева Л.П. и др. Геология, сейсмичность и мерзлотные процессы арктических районов Западной Якутии. - Якутск: ЯНЦ СО РАН, 1996. - 84 с.

8. Стовас М.В. Молодое тектоническое поднятие побережья морей Карского, Лаптевых, ВосточноСибирского и Чукотского // Докл. АН СССР. - 1965. - Т.161, № 1. - С.193-194.

Поступила в редакцию 28.03.2014

Катагенез рассеянного органического вещества и оценка нефтегенерационного потенциала верхнепермских отложений Вилюйской синеклизы

И.Н. Зуева, О.Н. Чалая, А.Ф. Сафронов, В.А. Каширцев

Проведено геохимическое изучение сапропелитогумитов верхнепермских отложений Вилюйской синеклизы. Установленная направленность изменений в содержании ХБ в породах и составе биту-моидов характеризует процесс созревания ОВ, сопровождающийся генерацией широкой гаммы УВ-сингенетичных битумоидов (или микронефти). Показано, что с погружением пород катагенетиче-ские изменения РОВ отчётливо проявляются на градациях катагенеза МК—МК2 до МК3 и характеризуют проявление ГФН, которое соответствует погружению пермских отложений на глубины от 2800 до 3500 м. На основе анализа полученных геохимических данных по распределению РОВ по разрезу пород и особенностей их состава и химической структуры проведена диагностика битуминозных разностей ОВ. Особенности их состава на разных градациях катагенеза использованы в расчетах для оценки масштабов эмиграции нефти из материнских пород. Значение коэффициента эмиграции нефти изменяется от 0,49 наМК—МК2 до 0,79 наМК—МК3, объёмная плотность массы нефти, эмигрировавшей из материнских пород верхнепермских отложений, увеличилась от 23 до 108 104 т/км3 соответственно. При сочетании благоприятных геологических факторов эмигрировавшие УВ могли поступать в породы-коллекторы, образуя залежи углеводородных флюидов.

Ключевые слова: органическое вещество, сапропелитогумиты, нефть, катагенез, коэффициент эмиграции нефти, объёмная плотность массы эмигрировавших углеводородов.

The geochemical investigation of sapropelyto-humites of the Upper Permian deposits had been made for the Viluy syneclise. The changes direction of the bitumoid content in the rocks and composition of bitumoids show the maturation process of organic matter with generation of huge mass of hydrocarbons (bitumoids). Significant catagenesis transformations of organic matter had been detected at MK1-MK2 to MK3 gradation which characterized main stage of oil generation. For the Upper Permian deposits the evidence of main stage of oil generation related to 2800 до 3500 m of depth. Geochemical data on distribution dispersed organic matter and chemical content and structure were used for diagnostic of the genetic types of bitumoids.

ЗУЕВА Ираида Николаевна - к.г.-м.н., в.н.с., ИПНГ СО РАН, i.n.zueva@ipng.ysn.ru; ЧАЛАЯ Ольга Николаевна - к.г.-м.н., зав.лаб. ИПНГ СО РАН, o.n.chalaya@ipng,ysn.ru; САФРОНОВ Александр Федотович - д.г.-м.н., член-корр. РАН, директор ИПНГ СО РАН, a.f.safronov@prez.ysn.ru; КАШИРЦЕВ Владимир Аркадьевич - д.г.-м.н., член-корр. РАН, зам. директора Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, kashircevVA@ipgg.sbras.ru.

Chemical parameters of bitumoid composition for different catagenetic stages of organic matter were used for estimation of mass of migration of hydrocarbons from source rocks. The value of oil migration coefficient changes at 0,49 for MK—MK2 stage to 0,79 for beginning of MK3, volume density of emigrated oil mass increased from om 23 do 108104m/Km3, relatively. When combined favorable geological factors emigrated hydrocarbons might produce deposits of hydrocarbon fluids.

Key words: organic matter, sapropelyto-humites, oil, catagenesis, oil migration coefficient, volume density of emigrated oil mass.

При оценке нефтегенерационного потенциала пород наряду с принадлежностью рассеянного органического вещества (РОВ) к определённому фациально-генетическому типу большое значение имеет его термическая зрелость, характеризующая способность РОВ генерировать жидкие и газообразные углеводороды (УВ). Детальные геохимические исследования катагенетических превращений органического вещества (ОВ) были положены в основу представлений о глубинной зональности и стадийности процессов неф-те- и газообразования. Была установлена приуроченность генерации жидких УВ и проявления главной фазы нефтеобразования (ГФН) к этапам среднего мезокатагенеза МК1-МК2, а генерации газовых УВ и проявления главной фазы газообразования, образующих промышленные скопления, к более поздним этапам катагенеза. Дальнейшее развитие геохимических исследований привело к созданию объёмно-генетического метода оценки потенциальных ресурсов нефти и газа [1-7].

Вместе с тем, с появлением работ по обоснованию генерации жидких углеводородных флюидов углистым ОВ в процессе катагенеза становится целесообразным вернуться к оценке нефтегенерационного потенциала пород верхне-палеозойско-мезозойского комплекса Лено-Вилюйского осадочного бассейна с привлечением геохимических данных по составу РОВ континентальных фаций и анализу их изменений в зоне катагенеза [6, 8-13].

Вопросами катагенетического преобразования ОВ верхнепалеозойских и мезозойских отложений системы краевых депрессий востока Сибирской платформы занимались многие исследователи [14-30].

Пермские отложения широко развиты в пределах системы краевых депрессий Западной Якутии. В Вилюйской синеклизе они вскрыты глубоким бурением, а в зоне сочленения Пред-верхоянского прогиба со складчатой областью изученные образцы пород отобраны с дневной поверхности. Для верхнепермской части разреза характерен лагунно-континентальный режим осадконакопления с широким развитием озерно-болотных фаций. Высокая биопродуктивность континентальных пермских ландшафтов обу-

словила накопление в этих отложениях больших масс ОВ. Среднее содержание ОВ в верхнепермских отложениях составляет от 0,2 до 3,8% на севере Предверхоянского прогиба, от 3 до 5% на Хапчагайском поднятии. РОВ верхнепалеозойских отложений имеет смешанную генетическую природу с различным соотношением сапропелевой и гумусовой составляющих, изменяющимся как по разрезу, так и по площади. В основном РОВ пермских отложений представлено сапропелитогумитами [31].

Состав и химическая структура хлорофор-менных битумоидов (ХБ) РОВ верхнепермских отложений с преобладанием гумусовой составляющей (углистые аргиллиты) Вилюйской си-неклизы изучены в широком интервале шкалы катагенеза ОВ от МК1 до АК3 по керновому материалу скважин Средневилюйской, Средне-тюнгской, Мастахской, Неджелинской, Быра-канской площадей [15, 31]. Степень катагенеза РОВ определена по отражательной способности витринита в соответствии со шкалой катагенеза, предложенной в работе [32].

В целом было проанализировано 99 образцов пород. Комплекс аналитических методов включал определение в породах содержания Снк, горячую экстракцию битумоидов из пород хлороформом, определение группового компонентного состава, изучение химической структуры ХБ и их фракций методом ИК-спектроскопии, определение ароматических УВ методом УФ-спек-троскопии, изучение насыщенных УВ методами ГЖХ и хроматомасс-спектрометрии.

Катагенетические превращения рассеянного органического вещества

Анализ полученных результатов показал, что проявления катагенетических изменений в составе сингенетичных битуминозных разностей РОВ наблюдаются к концу стадии МК1. С нарастанием катагенеза в составе пород и ОВ увеличивается содержание ХБ (рис. 1). В элементном составе ХБ увеличивается доля углерода, уменьшается количество гетероэлементов, а в групповом компонентном составе возрастает содержание УВ (масел) и падает количество ас-фальтово-смолистых компонентов. В химиче-

Рис. 1. Изменения геохимических параметров РОВ верхнепермских отложений и его битуминозной части в зоне катагенеза

Рис. 2. Изменение геохимических параметров индивидуальных насыщенных УВ ХБ пород пермских отложений в зоне катагенеза

ской структуре ХБ уменьшается доля карбонильных, гидроксильных групп, эфирных связей, что сопровождается значительным увеличением ароматических структур с незамещенными атомами водорода.

В составе метаново-нафтеновых УВ возрастает доля относительно низкомолекулярных гомологов, происходит смещение максимума н-алканов в низкомолекулярную область, снижается значение коэффициента нч/ч, увеличивается доля изопреноидов.

Изменения гопановых УВ в процессе катаге-нетического преобразования ОВ фиксируются по стереохимическим перестройкам изомеров, отличающихся S или R конфигурацией хираль-

ного центра у С22 гомогопанов С31-35.. В составе гомогопанов увеличивается отношение S-изо-меров к R-изомерам и отношение Т/Гт неогопа-на С27 к регулярному гопану С27 (рис. 2). В составе стерановых УВ повышается коэффициент созревания, т.е. отношение стеранов С29 (14a,17p,20R+20S/5a20R).

Установленная направленность изменений в содержании ХБ в породах и составе битумоидов характеризует процесс созревания ОВ, сопровождающийся генерацией широкой гаммы УВ-сингенетичных битумоидов (или микронефти). Катагенетические изменения в составе и химической структуре ХБ РОВ верхнепермских отложений начинают проявляться к концу стадии

МК1 и отчётливо выражены на стадиях МК2 и МК3. Это характеризует проявление ГФН, что позволяет верхнепермские отложения рассматривать как нефтегенерировавшие. На изученной территории проявление ГФН соответствует погружению пермских отложений на глубины от 2000 до 4000 м. Многочисленные нефтепро-явления вплоть до интенсивных притоков, зафиксированные на газовых и конденсатных месторождениях вернепалозойско-мезозойского комплекса Лено-Вилюйской НГП, по мнению ряда исследователей, своим происхождением могут быть обязаны РОВ континентальных фаций верхнепермских отложений. Особенностью состава нефтей из этих нефтепроявлений является большое сходство с битумоидами РОВ гумусового типа по ряду геохимических параметров, включая молекулы-биомаркеры [31, 33-35].

РОВ пермских отложений на больших глубинах погружения изучено по материалам скважины 22 в интервале 3558-4447 м. Катагенез ОВ соответствует стадиям МК3-МК4. Образцы из сверхглубокой скважины 27 Средневилюйской площади отобраны в интервале 3375-6037 м; катагенез ОВ соответствует стадиям МК2-МК3-АК3 [15, 30].

Как видно из рис. 1 и 3, с ростом катагенеза на этих глубинах не отмечается однонаправленности в изменении содержания ХБ в породах, а также в их составе и химической структуре.

В скважине 27 в интервале глубин 3375-5090 м, соответствующему градациям катагенеза ОВ от МК2-МК3 до АК1, уменьшается выход ХБ на породу (до тысячных долей процента) и на ОВ. На глубинах от 5090 до 5959 м битумоиды за-

фиксированы в следовых концентрациях, а на больших глубинах вообще не обнаружены. Таким образом, начиная с градации катагенеза МК2-МК3 до Акз, процессы эмиграции жидких УВ начинают преобладать над процессами генерации. Происходит отдача материнскими породами дисперсной микронефти.

Процессы отдачи микронефти сопровождаются существенными изменениями в составе ХБ РОВ материнских пород. По геохимическим данным это можно диагностировать по появлению остаточных битумоидов. В процессе катагенеза с уменьшением доли ХБ в элементном составе падает содержание углерода (от 84,0 до 80,1%) и растет - гетероатомов от 6,3 до 11,7%. В химической структуре ХБ со стадии МК3 до АК1 более чем в 2 раза уменьшается общее количество ароматических циклов, увеличивается содержание карбонильных 1700 см-1, гидро-ксильных 3300 см-1 групп и сложноэфирных связей 1170 см-1 (рис. 3). Изменения в составе и химической структуре битумоидной части углистых аргиллитов отличаются от закономерности плавного «обуглероживания» углей в зоне катагенеза. В данном случае прослеживается выраженная тенденция к эмиграции генерируемых УВ, что обусловило «остаточный» характер би-тумоидов. В химической структуре бензольных и спиртобензольных смол в 2-3 раза увеличилось количество кислородосодержащих групп и связей. В структуре спиртобензольных смол при этом увеличилась роль длинноцепочечных ме-тиленовых фрагментов, а в бензольных смолах -метильных групп, т.е. в процессе катагенетиче-ских преобразований ОВ в смолистой части ХБ растет периферическое окружение ароматиче-

Рис. 3. Изменение спектральных коэффициентов поглощения различных структурных групп в составе ХБ РОВ верхнепермских отложений в зоне катагенеза

ского ядра усредненной молекулы. Таким образом, когда процессы эмиграции новообразующихся нейтральных УВ компонентов начинают доминировать над процессами генерации, в химической структуре смолистой части наблюдается «эффект остаточного покисления» битумоидов

[5].

Процессы деструкции УВ в зоне катагенеза проявляются и в изменении химической структуры масляной части ХБ. При переходе от стадии МК3 к стадии МК4 количество ароматического углерода увеличилось более чем в 2 раза. В ИК-спектрах масел этим изменениям соответствует увеличение коэффициентов поглощения незамещенных атомов водорода в бензольном кольце К700, К750, К810, К880.

На глубинах 3375-3670 м в составе масляных фракций ХБ распределение насыщенных УВ типично для битумоидов, производных ОВ преимущественно континентального происхождения, достигшего высоких градаций катагенеза -МК2. В них идентифицированы нормальные ал-каны от С15 до С33 с максимумами распределения на С20, С21 и незначительное содержание изопреноидов. Отношение 1-алканы/н-алканы менее 0,1. Характерно существенное преобладание пристана над фитаном (пристан/фитан=1,8-2,5). На стадии МК4 (на глубине ниже 4300 м) распределение индивидуальных УВ изменяется: уменьшается доля относительно низкомолекулярных н-алканов, на хроматограммах масляных фракций появляются интенсивные пики алкил-бензолов, превышающие близко элюирующиеся пики н-алканов. Выравниваются концентрации пристана и фитана. На стадии АК уменьшается доля алканов нормального строения, а в их составе относительно низкомолекулярных гомологов увеличивается количество изопреноидов, фитан начинает доминировать над пристаном (пристан/фитан=0,4-0,5). В области высокомолекулярных соединений появляются пики моноароматических стеранов (табл.1).

Приведённые выше результаты геохимического изучения РОВ верхнепермских отложений показывают, что с погружением пород в интервале градаций катагенеза РОВ от МК1 до МК3 наряду с нарастанием процессов генерации УВ, сопровождающихся увеличением выхода синби-тумоидов и приближением их состава к составу макронефти, происходили процессы эмиграции УВ. На это указывает присутствие в разрезе на разных уровнях погружения пород битуминозных разностей с низким выходом ХБ на породу и ОВ, с высоким содержанием в их составе гете-

Т а б л и ц а 1

Характеристика индивидуального состава насыщенных УВ ХБ пород пермских отложений Средневилюйской скв. 27

Параметры Состав насыщенных УВ

Стадия катагенеза МК2-МК3 МК3 МК4 АК! АК!

Глубина отбора, м 3375 3670 4371 5010 5090

Хн.к.-нС2о/ХнС21-к.к. 0,70 0,98 0,49 0,52 0,51

Максимум н-алканов С21 С21 С21 С20 С21

Коэффициент нч/ч 1,03 1,05 1,07 1,16 1,17

Изопреноиды/н-алканы 0,09 0,10 0,07 0,14 0,13

Пристан/фитан 2,50 1,88 1,36 0,55 0,42

1С19+1С2о/Х1С15-1С18 9,33 2,45 2,17 17,02 Не опр.

роатомов и низким содержанием углеводородных компонентов.

Эта группа образцов по особенностям состава отнесена к «остаточным битумоидам», их присутствие в разрезе пород верхнепермских отложений рассматривается как один из аргументов, указывающих на имевшие место процессы отдачи генерированных УВ, а сами породы могут быть отнесены к нефтепроизводившим [3,5,36].

Количественная оценка эмиграции нефти из материнских пород верхнепермских отложений

На основе анализа полученных геохимических данных по распределению битумоидов РОВ по разрезу пород и особенностей их состава и химической структуры была проведена диагностика битуминозных разностей ОВ - синге-нетичных, эпигенетичных и остаточных биту-моидов. Особенности их состава на разных градациях катагенеза были использованы в расчётах для оценки масштабов эмиграции нефти из материнских пород.

Коэффициенты эмиграции нефти рассчитаны по уравнениям материального баланса, предложенным С.Г. Неручевым, согласно которым количество любого компонента в исходном биту-моиде (синбитумоиде) до эмиграции нефти равно его суммарному количеству в остаточном и эмигрировавшем битумоидах [5,6]. В данной работе коэффициенты эмиграции нефти из материнских пород были рассчитаны по таким геохимическим параметрам, как содержание ге-тероатомов в элементном составе битумоидов, содержание УВ в групповом составе ХБ, количественное содержание ХБ в породе и органическом веществе.

Полученные значения коэффициентов эмиграции нефти были использованы для оценки массы эмигрировавших УВ из материнских пород верхнепермских отложений [3]:

дэм=[(0,01кэм/(1-кэм)] рШЬ,

где Ь= ахб ост.,% - выход остаточного битумои-да на породу; Кэм - коэффициент эмиграции нефти из материнских пород нефтепроизводив-ших толщ; Н - мощность пород нефтепроизво-дившей свиты; 8 - площадь.

С учетом, что в процессе горячей экстракции битумоидов неизбежны потери легких УВ, для величины 0:эм введена поправка на низкокипя-щие фракции с учетом их содержания в нефтях Вилюйской синеклизы.

Средние значения коэффициентов эмиграции нефти на различных градациях катагенеза РОВ пород верхнепермских отложений были рассчитаны по содержанию С, Га в элементном составе битумоидов, содержанию масел в ХБ и выходу ХБ на ОВ.

В табл. 2 приведены значения коэффициента эмиграции нефти в зависимости от глубины погружения по разрезу пород верхнепермских отложений. Из приведённых данных видно, что количество УВ, эмигрировавших из пород, увеличивается с нарастанием глубины погружения от 2747 до 3546 м, что соответствует изменению градаций катагенеза ОВ от МК1 до МК2-МК3.

При переходе от стадии МК2 к стадии МК3 из материнских пород верхнепермских отложений в среднем могло эмигрировать до 79% генерированных УВ по сравнению с 49% на стадии МК1. По данным ряда исследователей, значение коэффициента эмиграции нефти из терригенных материнских пород может составлять от 0,60 до 0,80 на глубине 3-3,5 км. Так, в глинистых породах палеозоя Волго-Уральской области коэффициент эмиграции нефти на глубине 3,5км соТ а б л и ц а 2

Объёмная плотность массы эмигрировавших битумоидов из материнских пород верхнепермских отложений, т/км3 породы

Глубина погружения пород, м Стадия катагенеза Коэффициент отдачи микронефти Оэм т/км3 Q эм, т/км3

2747-3238 МК!-МК2 0,49 15104 23-104

2835-3350 МК2 0,73 42-104 63104

3370-3546 МК2-МК3 0,79 72-104 108104

Примечание. Qэм - количество эмигрировавших битумоидов из материнских пород нефтепроизводивших свит на единицу объёма пород (или объёмная плотность массы мигрировавших битумоидов); QIэм - количество эмигрировавших битумоидов из материнских пород нефтепроизво-дивших свит на единицу объёма пород с учётом поправки на потери лёгких фракций при экстракции; коэффициент, учитывающий потерю лёгких фракций при экстракции битумоидов из пород, составляет 1,50 при выходе фракций до 300°С, равном 30%.

ставляет 0,66, а для материнских глинистых пород мезозоя Западной Сибири в интервале глубин от 1,5 до 3,5 км возрастает от 0,08 до 0,84 [5]. По нашим данным, для материнских пород верхнепермских отложений Вилюйской синек-лизы в этом интервале глубин коэффициент эмиграции нефти составляет 0,73-0,79.

С нарастанием катагенеза РОВ от МК1 до МК2-МК3 объёмная плотность массы нефти, эмигрировавшей из материнских пород верхнепермских отложений, увеличивается от 23 до 108104 т/км3 (табл.2).

По разрезу пород верхнепермских отложений прослеживается одинаковая направленность изменения значений коэффициентов эмиграции и объёмной плотности массы эмигрировавшей нефти (рис. 3). Вместе с тем в динамике их изменения отмечаются отличия с нарастанием степени катагенетического превращения РОВ. По сравнению с коэффициентами эмиграции величина объёмной плотности массы мигрировавших битумоидов нарастает значительно быстрее на стадиях от МК1 до МК2-МК3. Это можно объяснить быстрым созреванием РОВ нефте-материнских отложений, сопровождающимся региональным распространением миграционных битумоидов, в том числе из более погруженных пород. На более высоких градациях катагенеза -МК3 и МК4 наступает затухание процессов генерации.

Таким образом, из приведённых данных видно, что в процессе погружения пород верхнепермской толщи РОВ континентальных фаций генерировало большое количество жидких УВ, из которых, согласно расчётам, эмигрировало до 80%. При сочетании благоприятных геологических факторов эмигрировавшие УВ могли поступать в породы-коллекторы, образуя залежи углеводородных флюидов. Вместе с тем в верхнепермских отложениях величина объёмной плотности массы эмигрировавших битумоидов из материнских пород на стадии МК1-2 составила всего 23 1 04 т/км3 по сравнению 52-58 104 т/км3 для РОВ гумитосапропелитового типа верхнелейасовых отложений Вилюйской синек-лизы на этой же стадии катагенеза. Это указывает на более высокий нефтегенерационный потенциал РОВ гумитосапропелитового типа по сравнению с сапропелитогумитовым РОВ.

Выводы

Результаты геохимического изучения сапро-пелитогумитов верхнепермских отложений показали, что с погружением пород катагенетиче-ские изменения РОВ отчётливо проявляются на

градациях катагенеза МК1-МК2 до МК3 и характеризуют проявление ГФН, что позволяет верхнепермские отложения рассматривать как неф-тегенерировавшие. На рассматриваемой территории проявление ГФН соответствует погружению пермских отложений на глубины от 2800 до 3500 м.

С погружением пород для РОВ сапропелито-гумитового типа верхнепермских отложений установлено увеличение коэффициента эмиграции нефти от 0,49 на МК]-МК2 до максимальной величины 0,79 на МК2-МК3 Одновременно увеличивалась и объёмная плотность массы эмигрировавших битумоидов от 23 до 108 104 т/км соответственно.

Таким образом, РОВ сапропелитогумитового типа верхнепермских отложений Вилюйской синеклизы в процессе катагенетических преобразований достигло ГФН, от 50 до 80% генерированных битумоидов эмигрировало из материнских толщ. Учитывая достаточно высокую объёмную плотность массы эмигрировавших битумоидов, можно предположить, что при сочетании благоприятных геологических факторов эмигрировавшие УВ могли поступать в породы-коллекторы, образуя залежи углеводородных флюидов.

Литература

1. Вассоевич Н.Б. Образование нефти в терриген-ных отложениях (на примере чокракско-караганских слоев Терского передового прогиба) // Вопросы образования нефти (Труды ВНИГРИ; вып. 128). - Л.: Го-соптехиздат, 1958. - С. 9-220.

2. Трофимук А.А., Конторович А.Э. Некоторые вопросы теории органического происхождения нефти и проблема диагностики нефтепроизводящих толщ // Геология и геофизика. - 1965. - №12. - С. 3-14.

3. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. - М.: Недра, 1976. - 250 с.

4. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. Изд-е 1. - М.: Госоптехиздат, 1962. -224 с.

5. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. - Л.: Недра, 1969. - 240 с.

6. Неручев С.Г., Рогозина Е.А. Геохимические основы прогноза нефтегазоносности. - СПб.: ВНИГРИ, 2010. - 280 с.

7. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации, миграции и аккумуляции / С.Г. Неручев, Т.К. Баженова, С.В. Смирнов и др. - СПб.: Недра, 2006. - 364 с.

8. Isaksen G.H., Curri D.J., Yeakel J.D. and Jenssen A.I. Controls on the oil and gas potential of humic coals // Organic Geochemistry. - 1998. - V. 29, № 1-3. - P.23-44.

9. Killops S.D., Cook R.A. and Sykes R. Petroleum potential and oil-source correlation in the Great South and Canterbury Basins // New Zealand Journal of Geology and Geophysics. - 1997. - V. 40. - P.405-423.

10. Killops S.D., Funnel R.H., Suggate R.P. et al. Predicting generation and expulsion of paraffinic oil from vitrinite-rich coals // Organic Geochemistry. - 1998. - V. 29. - №1-3. - P.1-21.

11. Behar F., Vandenbroucke V., Tang Y. et al. Thermal cracking of kerogen in open and closed systems: determination of kinetic parameter and stoichiometric coefficients for oil an gas generation // Organic Geochemistry. - 1997. - V. 26, №5-6. - P.321-339.

12. Wasida A., Nishita H. Geochemical characteristics of terrigenous- and marine-sourced oils in Hokkaido, Japan // Organic Geochemistry. - 1998 - V. 28. - Р.27-41.

13. Wilkins R. W.T. and George S.C. Coal as a source rock for oil: a review // International Journal of Coal Geology. - 2002 - V. 50. - P.317-361.

14. Бодунов Е.И., Иванова Л.Г. Распределение битумоидов в некоторых толщах Вилюйской синеклизы // Нефтегазоносность Западной Якутии. - Новосибирск: Наука, 1973. - С. 120-123.

15. Бодунов Е.И., Каширцев В.А., Уткина Н.А. и др. Преобразование органического вещества пермских и каменноугольных отложений Вилюйской синеклизы на больших глубинах // Нефтегазоносность и вопросы освоения месторождений нефти и газа. -Якутск: ЯНЦ СО АН СССР, 1990. - С. 58-68.

16. Вышемирский В.С. Генетические условия метаморфизма углей и нефтей. - Саратов: Изд-во СГУ, 1963. - 377 с.

17. Вышемирский В.С. О формах проявления ди-намометаморфизма углей // Геология и геофизика. -1968. - №4. - С. 23-31.

18. Изосимова А.Н., Бодунов Е.И., Чалая О.Н. Особенности состава битумоидов различных классов органического вещества // Литология и геохимия нефтегазоносных толщ Сибирской платформы. - М.: Наука, 1981. - С. 158-163.

19. Изосимова А.Н., Чалая О.Н. Реликтовые углеводороды в органическом веществе и нефтях Западной Якутии. - Новосибирск: Наука, 1989. - 127 с.

20. Изосимова А.Н., Зуева И.Н., Чалая О.Н. и др. Состав хлороформенных битумоидов гумусовых углей различных стадий метаморфизма // Химия твердого топлива. - 1982. - №1. - С.3-8.

21. Каширцев В.А. Природные битумы северо-востока Сибирской платформы. - Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1988. - 104 с.

22. Каширцев В.А. Органическая геохимия нафти-дов востока Сибирской платформы. - Якутск: ЯФ Изд-ва СО РАН, 2003. - 160 с.

23. Каширцев В.А., Филп Р.П., Чалая О.Н. и др. Генетические семейства нафтидов востока Сибирской платформы // Отечественная геология. - 1997. - №8. - С. 28-30.

24. Конторович А.Э., Неручев С.Г. Катагенез рассеянного органического вещества и нефтегазообразо-вание // Проблемы нефтеносности Сибири. - Новосибирск: Наука, 1971. - С. 51-69.

25. Конторович А.Э., Полякова И.А., Колганова М.М., Соболева Е.И. Превращение органического вещества в мезо- и апокатагенезе // Советская геология. - 1988. - №7. - С. 26-36.

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

27. Сафронов А.Ф. Историко-генетический анализ процессов нефтегазообразования (на примере востока Сибирской платформы). - Якутск: ЯНЦ СО РАН, 1992. - 145 с.

28. Сафронов А.Ф., Бодунов Е.И., Каширцев В.А. и др. Условия генерации углеводородов в верхнепалеозойских и мезозойских отложениях северо-восточной окраины Сибирской платформы // Геология и геофизика. - 1979. - №1. - С. 3-8.

29. Филатов С.С., Зеличенко И.А. Катагенетиче-ские преобразования битумоидной части гумито-сапропелитовых и сапропелито-гумитовых разностей ОВ в связи с процессами нефтеобразования //РОВ на разных этапах литогенеза осадков и процессы нефтегазообразования. - Л., 1978. - С. 65-78.

30. Фролов В.И., Сюндюков Ш.А., Бакин В.Е. О катагенезе органического вещества глубоких горизонтов центральной части Вилюйской синеклизы //Докл. АН СССР. Сер. геол. - 1987. - Т. 297, №2. - С.442-444.

31. Геохимия органического вещества нефтегазоносных отложений Западной Якутии. - Новосибирск: Наука, 1984. - 113 с.

32. Катагенез и нефтегазоносность / Г.М. Парпа-рова, С.Г. Неручев, А.В. Жукова и др. - Л.: Недра, 1981. - 240 с.

33. Геохимия нефтей востока Сибирской платформы. - Якутск: ЯНЦ СО РАН, 2009. - 180 с.

34. Зуева И.Н. Генетические типы органического вещества и нефтей Западной Якутии (по данным ИК-и УФ-спектроскопии): автореф. дис. ... к.г.-м.н.. - Л.: ВНИГРИ, 1984. - 18 с.

35. Kashirtsev V.A., Safronov A.F., Chalaya O.N. et al. The geochemical peculiarities of crude oils from the Upper Permian-Mesozoic strata of the Vilyusky Basin. 6th Internat. Conf. on Petroleum Geochem. and Explor. in Afro-Asian Region. 12-14 Oct. 2004, Pekin, China Book of Abstracts. - Р.23-24.

36. Успенский В.А. Введение в геохимию нефти. -Л.: Недра, 1970. - 309 с.

Поступила в редакцию 11.03.2014

УДК 556:551.579

Основные составляющие подземного питания рек Якутии

ВВ. Шепелёв, НА. Павлова

Специфика подземного питания рек и гидравлической взаимосвязи между речными и подземными водами в Якутии до настоящего времени исследована весьма слабо. Обращено внимание на важность изучения различных типов подземных вод, которые в отдельные годы могут существенно влиять как на формирование уровенного режима реки в разные сезоны, так и на образование наледей и ледовых заторов, вызывающих катастрофические паводки.

Ключевые слова: надмерзлотные воды сезонноталого слоя, льдистость отложений деятельного слоя, наледеобразование, поглощение поверхностного стока, разгрузка подземных вод.

Current understanding of the groundwater contribution to streamflow and hydraulic interaction between river and ground waters in Yakutia remains inadequate. This article emphasizes the importance of studying different types of groundwater which, in some years, can have significant effects on both the seasonal stage regime and the formation of icings and ice jams leading to catastrophic floods.

Key words: suprapermafrost water of the active layer, active-layer ice content, icing, surface runoff absorption, groundwater discharge.

Как отмечают многие исследователи, на реках Северо-Востока России в последние десяти-

ШЕПЕЛЁВ Виктор Васильевич - д.г.-м.н., зам. директора ИМЗ СО РАН, sheply@mpi.ysn.ru; ПАВЛОВА Надежда Анатольевна - к.г.-м.н., зав. лаб. ИМЗ СО РАН, pavlova@mpi.ysn.ru.

летия наблюдается увеличение среднего годового стока и повышение расходов меженного (подземного) стока к концу зимы [1, 2]. Связывают это, в основном, с повышением зимних температур воздуха, в результате чего отмечается уменьшение толщины речного льда и увеличение пропускной способности русел. Так, по рас-