Позднеюрско-раннемеловой терригенный комплекс Северного Сихотэ-Алиня: состав, структура, геохимия органического вещества

УДК [550.4:552.57/58

ПОЗДНЕЮРСКО-РАННЕМЕЛОВОЙ ТЕРРИГЕННЫЙ КОМПЛЕКС СЕВЕРНОГО СИХОТЭ-АЛИНЯ: СОСТАВ, СТРУКТУРА, ГЕОХИМИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА

Г.Л.Кириллова

В статье рассмотрены состав и строение позднеюрско-раннемелового терригенного комплекса, расположенного на севере Сихотэ-Алинь, в хребтовой части которого в 2008 г. начались работы по строительству Кузнецовского тоннеля. В ходе работ в дорожных выемках появились новые обнажения. Были изучены и опробованы скважины, пробуренные над тоннелем на глубину 300 м. Для оценки перспектив нефтегазового потенциала изучались трещиноватость пород и состав ОВ. Исследования включали определение: отражательной способности мацералов, содержание Сорг, пиролитические характеристики (Гтах, Б-, Б2), хлоро-форменные битумоиды, а также их групповой и УВ-состав. Вполне очевидно, что выполненных исследований недостаточно для оценки перспектив нефтегазоносности позднеюрско-раннемелового комплекса Сихотэ-Алиня, но, несомненно, полученные результаты могут быть полезными для дальнейшего изучения региона.

Ключевые слова: состав; структура; геохимия; ОВ; терригенный комплекс; юра; мел, Сихотэ-Алинь; Дальний Восток.

В последние годы установлено, что накопление УВ происходит не только в осадочном чехле традиционно выделяемых осадочных бассейнов, но и в породах фундамента, складчатого основания, переходного комплекса [2], разрабатываются геодинамические критерии прогноза и поисков нефти и газа. В частности, в бассейнах субдукционного типа, хорошо изученных в странах Юго-Восточной Азии, выявлено более 600 месторождений нефти и газа, в том числе 20 крупных и гигантских по запасам. Российские бассейны этого типа, в частности дальневосточные, изучены несравненно хуже, причем изучена преимущественно кайнозойская часть разреза [3].

На перспективы нефтегазонос-ности мезозойского этажа в бассейнах южной части Дальнего Востока в какой-то мере обращали внимание как ранее, так и ныне ([1]; Кириллова Г.Л. и др., 2009), но данных собрано пока очень мало.

В 2008 г. на севере Сихотэ-Алиня в хребтовой части начались

работы по строительству Кузнецовского тоннеля. Появились новые обнажения в выемках дорог, были пробурены скважины (до 300 м) над кровлей тоннеля (рис. 1). Здесь в 2010 г. авторами статьи были проведены тематические исследования состава, структуры, возраста позд-неюрско-раннемелового терриген-ного комплекса, характера его тре-щиноватости (Злобин Г.А. и др., 2011) и в небольшом объеме исследования геохимии ОВ.

Позднеюрско-раннемеловый терригенный комплекс мощностью до 3 км широко развит на юге Дальнего Востока России, представляя образование континентального склона крупного морского бассейна, формировавшегося на пассивной окраине Буреинского палео-континента, постепенно углублявшегося с запада на восток. В последние годы он выделяется на геологических картах под названием светлореченской толщи (^-К-вг), сложенной темно-серыми до черных алевролитами, аргиллитами с пачками переслаивающихся алев-

ролитов и песчаников. Структурно он относится к Центрально-Сихотэ-алиньской структурно-формацион-ной зоне, а с востока по серии разломов контактирует с Восточно-Си-хотэалиньской зоной (Тумнинской подзоной). В середине альба образования комплекса в результате конвергенции Евразийской плиты и плиты Изанаги были дислоцированы и большей частью выведены на поверхность. Лишь вдоль современного русла р.Амур, в его нижнем течении, после готерив-бар-ремского перерыва продолжал накапливаться среднеальб-сеноман-ский орогенный (постаккреционный) вулканогенно-терригенный комплекс прибрежно-морских гру-бокластических осадков мощностью до 2 км. Породы этого комплекса значительно слабее литифи-цированы и образуют простые бра-хиформные складки. В позднем мелу началось формирование Вос-точно-Сихотэалиньского вулканогенного пояса, перекрывшего тер-ригенные комплексы. В пределах изученного участка вулканиты

Рис. 1. ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА РАЙОНА РАБОТ

Структурно-формационные зоны: 1 - Центрально-Сихотэалиньская, 2 - Восточ-но-Сихотэалиньская; 3 - железная дорога; 4 - тоннель; 5 - район работ

представлены андезитами, андезит-базальтами, туфоконгломератами больбинской свиты мощностью до 600 м (сеноман — турон) и игним-бритами риолитов татаркинской свиты мощностью 500 м. В пределах Тумнинской подзоны широко распространена уктурская свита мощностью до 3 км, сложенная алевролитами, аргиллитами, песчаниками, пачками переслаивания алевролитов и песчаников, линзами гравелитов и конгломератов (баррем — ранний альб). В северо-восточной части участка (см. рис. 1) она перекрыта ларгасинской свитой мощностью до 2 км. По составу она близка к уктурской свите, но охарактеризована более молодым комплексом ино-церамов (ранний — средний альб).

Исследование рассеянного ОВ в позднеюрско-раннемеловых аргиллитах Северного Сихотэ-Алиня (3 образца) проведено по схеме, разработанной в лаборатории геохимии нефти и газа ИНГГ СО РАН. Схема исследования рассеянного ОВ включает определение: отражательной способности (Р°) мацералов, содержание Сорг, пиролитических характеристик (7тах, Б1, $2), выхода хлороформенных экстрактов (биту-моидов), их группового и УВ-состава.

При оценке перспектив нефте-газоносности осадочных бассейнов, выяснении условий образования и сохранения в них залежей УВ важное значение имеет уровень катагенеза ОВ вмещающих толщ. Для диагностики степени преобразован-ности рассеянного ОВ юрско-мело-вых отложений Северного Сихотэ-Алиня использованы его углепет-рографические (показатели отражения мацералов ОВ) и пиролити-ческие (7тах, $1, $2) характеристики. Традиционно уровень зрелости ОВ определяется по отражательной способности витринита (Р°,) — мацерала ОВ широкого стратиграфического диапазона распространения, обладающего равномерным и закономерным изменением оптических свойств в ходе углефикации.

Поэтому ^принята за эталон диагностики градаций катагенеза. Однако в данном случае витринит встречен только в одном образце, а в двух других он не обнаружен и замеры R° проводились по битумини-ту. Но поскольку по этому мацералу нет утвержденной шкалы катагенеза, а значения показателей его отражения сравниваются с R0,, то оценка уровня зрелости по биту-миниту является ориентировочной. Замеры R° проводились на микроскопе-спектрофотометре МСФП-2 при длине волны 546 нм в иммерсионной среде. Для изучения брались полированные пришли-фовки образцов пород без дробления и последующего их обогащения в сильных кислотах. Действие последних, как известно, приводит к изменению оптических параметров фрагментов ОВ. Пиролитические характеристики рассеянного ОВ получены на приборе SR-Analizer.

В изученных образцах (табл. 1) установлены высокие значения витринита (4,61 %) и битуминита (3,25-3,67 %), характерные для середины — конца апокатагенеза (градация АК3). Это подтверждает также отчетливая анизотропия (дву-отражение) фрагментов рассеянного ОВ. Данное явление характерно для сильно преобразованного ОВ, претерпевшего значительные динамические нагрузки.

По данным пиролитического анализа все три пробы представлены наложенными битумоидами с суммарным содержанием пиро-литических УВ ($1+$2) на уровне чувствительности прибора, равным приблизительно л-10"2 %. Обычно это характерно для проб с малым содержанием ОВ в породах (в изученных образцах Сорг = 0,23-0,46 %) либо при его высокой преобра-зованности. В качестве иллюстрации приведена пирограмма (рис. 2).

Таблица 1

Отражательная способность мацералов ОВ в позднеюрско-раннемеловых отложениях

Северного Сихотэ-Алиня

Площадь Номер скважины Порода Возраст Мацерал и", % Градация катагенеза

Северный Сихотэ-Алинь, над тоннелем 5 Аргиллит Битуминит 3,67 АКэ

Северный Сихотэ-Алинь, над тоннелем 10 3,25 АКэ

Обнажение вдоль дороги между верховьями рек Мули и Верхняя Удоми Витринит 4,61 АКэ

При оценке перспектив нефте-газоносности осадочных отложений необходим комплексный учет всех факторов прогноза. Геохимическая информация позволяет решить, были ли благоприятны термобарические условия недр для сохранения скоплений УВ. Выявленная связь между преобразованно-стью ОВ и нефтегазоносностью вмещающих толщ позволяет использовать данные о катагенезе для оценки перспектив нефтегазонос-ности осадочных бассейнов. Установлено (Вассоевич Н.Б., 1967; Нефтепроизводящие толщи..., 1967; Катагенез и нефтегазоносность, 1981),

что подавляющее большинство мировых запасов УВ находится в толщах с катагенезом ОВ градаций МК1-МК2 0?°= 0,50-0,85 %). При этом уровень зрелости ОВ рассматривается только как показатель возможной нефтегазоносно-сти при прочих равных условиях, благоприятных для формирования и сохранения залежей УВ. Вполне очевидно, что осадочные отложения могут находиться в главной зоне нефтеобразования, но не содержать промышленных скоплений нефти. Менее вероятно обратное соотношение — наличие нефтяных залежей в сильно преобразован-

ных толщах, за исключением вторичных скоплений.

В данном случае рассматривается только катагенез ОВ, т.е. были ли в этих отложениях реализованы термобарические условия, обеспечившие генерацию УВ и отвечающие зонам интенсивного нефте- и газообразования. Современный значительный катагенез ОВ (апока-тагенез) этих отложений свидетельствует, что раньше он был достаточным для реализации главной фазы нефтеобразования и глубинной фазы газообразования. Следовательно, процессы нафтидогенеза протекали в этих толщах. Косвен-

Характеристика ОВ, групповой

ОРБ-данные Номер образца Номер файла Местонахождение Возраст Порода н.о. Сорг> % на н.о.

геологический регистрационный лабораторный

М50о09'54,8" Б139о04'41,1" 14 7982 3451 3992 Восточный портал тоннеля, скв. 5 ^-Мг Черный плотный аргиллит 81 0,39

Ы50о11'06,1" Б138о58'32,5" 18 7983 3452 3993 Обнажение вдоль дороги между верховьями рек Мули и Верхняя Удоми То же 84 0,54

М50°10'56,5" Б139о03'15,5" 20 7984 3453 4034 Западный портал тоннеля, скв. 10 81 0,29

ным подтверждением этого служит нахождение твердых и растворимых битумов в рассматриваемых породах. Однако в дальнейшем эти толщи испытали существенные термобарические изменения. ОВ в них преобразовано до середины — конца апокатагенеза (градация АК3), что могло привести к разрушению ранее сформировавшихся залежей УВ. Вследствие этого в позднеюр-ско-раннемеловой толще рассматриваемого района практически исключается возможность сохранения сингенетичных залежей УВ.

Особое внимание уделено изучению ОВ в породах на молекулярном уровне методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии. В насыщенной фракции битумоидов исследованы состав и распределение УВ-био-маркеров («-алканов, изопренои-дов, стеранов и терпанов). УВ-био-маркеры (биометки или хемофос-силии) — это ископаемые молекулы органических соединений, унаследовавшие химическую структуру и многие элементы стереохимии от липидного комплекса живых организмов (Eglinton, Calvin, 1967; Петров Ал.А., 1984; 1990; Успенский В.А., 1970; Вассоевич Н.Б., 1958; 1976;

Таблица 2

и УВ-состав битумоидов

Выход на породу, % Р Групповой состав на битумоид, % Насыщенные УВ/ ароматические УВ УВ-состав, %

Сорг Бхл УВ асфальтово-смолистые компоненты насыщенные ароматические

насыщенные ароматические сумма

0,32 0,004 1,09 37,14 4,76 41,90 58,10 7,80 88,64 11,36

0,45 0,004 0,82 35,80 3,70 39,50 60,50 9,68 90,63 9,37

0,23 0,003 1,17 34,48 3,45 37,93 62,07 9,99 90,90 9,10

Рис. 2. ПИРОГРАММА АРГИЛЛИТА из скв. 10

1986; Справочник по геохимии..., 1998; Каширцев В.А., 2003, [1, 4]). УВ-биомаркеры используются для корреляции нефть — нефть, нефть — материнская порода, выделения генетических типов ОВ, а также определения степени преобразованнос-ти ОВ.

Содержание Сорг в породах составляет 0,23-0,45 % на породу, выход битумоидов — 0,003-0,004 % на породу (табл. 2). Из-за малой на-

вески битумоидов (< 0,02 г) групповой состав выполнен без высадки асфальтенов. В групповом составе всех битумоидов доминируют ас-фальтово-смолистые компоненты (58,1-62,1 % на битумоид). На УВ приходится 37,9-41,9 % на битумо-ид. Среди УВ концентрация насыщенных в 7,8-10,0 раз превышает ароматические структуры.

На молекулярном уровне изучена фракция насыщенных УВ-би-

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 3. ХРОМАТОГРАММЫ Н-АЛКАНОВ НАСЫЩЕННОЙ ФРАКЦИИ БИТУМОИДОВ

60000

40000

ч 20000 ш

о

л

и ;

о

х со X

к X

X

30000 20000 10000

40 60 80

Время удерживания, мин

А

20

40 60 80

Время удерживания, мин

В

40 60 80

Время удерживания, мин

А - Восточный портал тоннеля, скв. 5, Б -обнажение вдоль дороги между верховьями рек Мули и Верхняя Удоми, В - Западный портал тоннеля, скв. 10

тумоидов. В ней идентифицированы «-алканы состава С10-С37, изоп-реноиды — С13-С25, циклические УВ-биомаркеры стеранового (С21-С22 и С27-С3о) и терпанового (С19-С35) рядов (рис. 3, табл. 3-4). Распределение «-алканов в битумоидах од-номодальное с максимумом на УВ С17 равным 18,12-23,25 % суммы «-алканов (см. рис. 2, табл. 3). Отношение «-алканов С27/С17 в битумоидах < 0,3. Отношение четных к нечетным УВ (СР1) составляет 1,4-2,8. Среди изопреноидов преобладает пристан и фитан (до 31,7 и 34,5 % суммы изопреноидов соответственно). Отношение пристана к фитану (Рг/Р11) в битумоиде равно 0,7-1,1. Концентрация «-алканов превышает изопреноиды в 3-5 раз. Среди сте-ранов (С27-С30) преобладают УВ С27, далее в порядке убывания концентраций следуют С29 > С28 > С30 (см. рис. 3, табл. 4). Отношение

стеранов С29/С27 < 1. Для стеранов С27 среди изомеров в максимальной концентрации находится Ра (до 39,17 % суммы изомеров). Для УВ С28 стеранового ряда отмечается преобладание изомеров рр-струк-тур (до 47,58 % суммы изомеров). В стеранах С29 и С30 доминируют аа-изомеры (до 35,99 % суммы изомеров). В составе терпанов три-цикланы находятся в равной по сравнению с гопанами или максимальной концентрации (47,41-60,19 % против 34,12-47,52 % суммы терпа-нов) (см. табл. 4, рис. 3). На морета-ны и тетрацикланы приходится не более 3,5 % суммы терпанов. Среди гопанов и моретанов в максимальной концентрации находится УВ С30 (28,07 % суммы гопанов и 42,42 % суммы моретанов). Отношение Тв/Тт < 0,9. В составе трицикла-нов преобладают УВ С23-С26 (39,27-41,50 % суммы трицикланов).

Содержание низкомолекулярных трицикланов С19-С20 повышенное (17,67-19,26 % суммы трицикланов). На УВ С28-Сз-| приходится не более 14 % суммы трицикланов. Трицик-лановый индекс (2(С19+С2о)/2С/-; i = 23-26) в битумоидах < 1 (см. табл. 4, рис. 4).

Таким образом, для изученных битумоидов из пород верхней юры и нижнего мела Северного Сихо-тэ-Алиня значения биомаркерных параметров (отношения: л-С27/л-С17, Pr/Ph, стеранов С29/С27, хейланта-нов 2(С19+С20)/ЕС/ (i = 23-26), содержание хейлантанов к сумме го-панов (С19-Сз5) свидетельствуют об аквагенном ОВ, накапливающемся в бассейне с нормальной соленостью (гаммацеран в следовых количествах) (Петров Ал.А., 1984; Петров Ал.А., Арефьев О.А., 1990; Нефтегазоносные..., 1994; Конто-рович А.Э. и др., 2000; 2009; Ка-

ширцев В.А., 2003; [1, 4]) (см. рис. 3, 4, табл. 3, 4).

В исследованном районе были проведены также структурные наблюдения. Установлено, что верхне-юрско-нижнемеловой комплекс смят в систему тесно сжатых складок северо-восточного (45-80о) простирания, нарушенных, в свою очередь, левыми сдвигами северо-северо-вос-точного простирания (0-30°). На изученной площади наблюдается многопорядковая система взаимо-пересекающихся разломов с оперяющими второстепенными нарушениями с определенным (для каждого порядка) структурным шагом. Но в отличие от преобладающих на Си-хотэ-Алине протяженных и крупных дизъюнктивов северо-восточного направления на рассматриваемой площади наиболее развиты разломы субширотного и северо-западного направлений.

Результаты изысканий показали, что трасса тоннеля пересекает 17 зон тектонической трещиновато-сти мощностью до 40 м.

Широкое распространение разрывных нарушений влияет на фоновую трещиноватость терригенного комплекса. Исследования обнажений по трассе тоннеля, образцов из забоя и керна свидетельствуют о высокой степени ее развития. В целом ориентировки основных систем трещин наследуют направления разрывов с преобладанием крутых северо-западных и северо-восточных нарушений. Широко развитые открытые трещины с раскрытостью от 0,1 до 25,0 см в основном заполнены песчано-глинистым материалом.

Нередко отмечается скрытая трещиноватость, обусловливающая расколы по многочисленным трещинам и заметное уменьшение показателей прочностных и деформационных свойств.

Исследована скрытая и микро-трещиноватость по 35 шлифам. Для большинства образцов характерно развитие густой сети микротрещин, составляющей до 10 % площади

Таблица 3

Распределение алифатических УВ-биомаркеров в насыщенной фракции битумоидов

Местонахождение

Сп Восточный Обнажение вдоль

Параметры портал дороги между вер- Западный портал

тоннеля, ховьями рек Мули тоннеля, скв. 10

скв. 5 и Верхняя Удоми

C11 0,04 0,04 0,03

C12 0,13 0,10 0,09

C13 0,10 0,08 0,04

C14 0,81 0,76 0,38

C15 3,00 1,29 2,19

C16 13,70 7,11 15,56

C17 18,68 18,12 23,25

C18 14,72 15,49 15,79

C19 11,63 12,99 10,70

C20 7,35 7,52 6,82

C21 5,51 6,30 4,36

C22 3,18 3,57 3,22

C23 2,73 3,65 2,50

C24 1,65 1,79 1,56

я-алканы, C25 1,99 2,51 1,81

% на сумму C26 1,30 1,11 1,26

C27 4,35 5,34 1,70

C28 0,85 0,88 1,04

C29 1,54 1,88 1,88

C30 0,91 0,89 1,26

C31 1,00 1,38 1,35

C32 0,57 0,71 0,78

C33 0,77 1,23 0,72

C34 0,18 0,22 0,38

C35 2,53 3,73 0,57

C36 0,13 0,17 0,21

C37 0,28 0,49 0,18

C38 0,05 0,12 0,12

C39 0,03 0,07 0,18

C40 0,28 0,44 0,10

Л-С27/Л-С17 0,23 0,29 0,07

Ел-С/Е^С, 3,30 4,71 3,10

СР1 2,18 2,76 1,42

C13 0,04 0,05 0,04

C14 0,03 0,04 0,03

C15 0,07 0,11 0,05

C16 0,57 0,44 0,51

C18 15,34 9,47 15,60

Изопренаны, C19 31,72 24,97 30,90

% на сумму C20 33,30 34,50 28,21

C21 9,23 15,40 14,33

C22 1,52 2,56 1,52

C23 2,52 3,74 2,57

C24 2,97 4,34 3,32

C25 2,70 4,37 2,92

Рг/РИ 0,95 0,72 1,10

Примечание: n — число атомов углерода; CPI = ((C25+C27+C29+C31+C33)/ (C26+C28+C30+C32+C34)+(C25+C27+C29+C31)/(C24+C26+C28+C30+C32))/2.

Таблица 4

Распределение циклических УВ-биомаркеров в насыщенной фракции битумоидов

Местонахождение

Параметры с„ Восточный портал тоннеля, скв. 5 Обнажение вдоль дороги между верховьями рек Мули и Верхняя Удоми Западный портал тоннеля, скв. 10

Стераны, % на сумму С27 36,06 40,38 34,85

С28 23,21 24,04 26,30

С29 35,12 30,96 34,06

С30 5,61 4,62 4,79

Отношения С29/С27 0,97 0,77 0,98

С29/С28 1,51 1,29 1,30

Группы терпанов, Гопаны 25,80 20,79 25,62

% от суммы Гомогопаны 21,72 13,33 17,61

Сумма 47,52 34,12 43,23

Моретаны 2,67 2,32 2,62

Трицикланы 47,41 60,19 51,12

Тетрацикланы 2,40 3,37 3,02

Отношения групп терпанов Гопаны/гомогопаны 1,19 1,56 1,46

Гопаны/моретаны 9,67 8,96 9,77

Гопаны/трицикланы 0,54 0,35 0,50

Гопаны, % от суммы С27 9,32 12,30 10,13

С28 0,22 0,49 0,13

С29 19,03 22,63 21,45

С30 26,39 26,25 28,07

С31 19,92 17,58 19,24

С32 11,38 9,48 9,90

С33 7,06 5,82 5,76

С34 3,94 3,06 3,00

С35 2,75 2,38 2,32

Отношения С35/С34 0,70 0,78 0,77

Тв/Тт 0,85 0,90 0,80

Моретаны, % на сумму С29 26,71 30,04 27,69

С30 41,16 40,89 42,42

С31 17,10 16,72 18,92

С32 15,03 12,35 10,97

Трицикланы, % от суммы С19 6,11 5,91 5,36

С20 13,12 13,35 12,32

С21 19,07 22,44 20,06

С22 6,60 7,15 7,16

С23 18,98 20,58 20,07

С24 9,45 9,92 9,94

С25 6,50 5,93 7,14

С26 4,31 3,71 4,34

С27 0,96 0,78 0,92

С28 3,56 2,59 3,65

С29 4,75 2,86 3,92

С30 4,83 2,85 3,10

С31 1,78 1,91 2,01

С19+С20 19,23 19,26 17,67

^(С23-С26) 39,23 40,15 41,50

^(С28-С31) 14,92 10,21 12,69

Отношения 2(С19+С2о)/£(C2Э-C26) 0,98 0,96 0,85

2,63 3,93 3,27

Рис. 4. ХРОМАТО-МАСС-ФРАГМЕНТОГРАММЫ CTEPAHOB (m/z = 217, 218) И ТЕРПАНОВ (m/z = 191) НАСЫЩЕННОЙ

ФРАКЦИИ БИТУМОИДОВ

А - восточный портал тоннеля, скв. 5, Б - обнажение вдоль дороги между верховьями рек Мули и Верхняя Удоми, В - западный портал тоннеля, скв. 10

LATE JURASSIC-EARLY CRETACEOUS TERRIGENOUS COMPLEX OF NORTH SIKHOTE-ALIN: COMPOSITION, STRUCTURE, GEOCHEMISTRY OF ORGANIC MATTER

Kirillova G.L.

The papers considers at present-day stage the composition and structure of the Late Jurassic to Early Cretaceous terrigenous complex on the north of Sikhote-Alin in the edge part of which in 2008 the works on the Kuznetsovsky tunnel excavation began. In the course of the works new outcrops in the road cavities appeared. Boreholes up to 300 m deep were drilled above the tunnel top being investigated and tested by the authors in 2010. To estimate oil and gas potential prospects of this complex, rock fracturing and particulate organic matter were examined. The studies included determination of maceral reflectance, organic carbon content, pyrolit-hic characteristics (Corg, Tmax, S1, S2), chloroform extractions (bitumoids), and their group and hydrocarbon composition. The carried out investigations are obvious insufficient to evaluate oil and gas prospects of the Late Jurassic to Early Cretaceous Sikhote-Alin complex, but there is no question that the obtained results could be useful for future investigations of the region.

Key words: composition; structure; geochemistry; OM; terrigenous complex; Jurassic; Cretaceous; Sikhote-Alin; Far East.

шлифа. Анализ показал, что 32,5 % изученных образцов имеют высокую и очень высокую степень тре-щиноватости, 28,5 % — среднетре-щиноватые, остальные — слаботрещиноватые или не имеют видимых микротрещин. Присутствуют образцы исключительно сильнотрещиноватые с трещинной пористостью более 20 %. В среднем значение трещинной пористости равно 4,43 %, что соответствует верхней границе среднетрещиноватых пород, трещинной проницаемости — 0,35-10-3 мкм2,

объемной плотности трещин — 0,018 мкм-1.

Проведенные исследования позволяют предполагать присутствие в изученном терригенном комплексе трещинных коллекторов.

Очевидно, что проведенных комплексных исследований явно недостаточно для оценки перспектив нефтегазоносности позднеюрско-раннемелового комплекса Северного Сихотэ-Алиня, но их результаты, несомненно, пригодятся будущим исследователям этого региона.

Литература

1. Конторович А.Э. Эволюция на-фтидогенеза в истории Земли // Геология и геофизика. — 2004. — № 7.

2. Марков В.А. Геохимические критерии оценки перспектив нефтега-зоносности впадин Советского Приамурья: автореф. дис. ... канд. геол.-минер. наук. - М.: МГУ, 1966.

3. Шеин В.С. Геодинамика и перспективы нефтегазоносности осадочных бассейнов Дальнего Востока / В.С.Шеин, В.А.Игнатова. — М.: Изд-во ВНИГНИ, 2007.

4. Peters K.E. The biomarker guide / K.E.Peters, CC.Walters, J.M.Moldowan. — 2nd ed. — New York: Cambridge Univ. Press, 2005. — V. 2.

© Коллектив авторов, 2013

Галина Леонтьевна Кириллова, заведующая лабораторией, доктор геолого-минералогических наук, Kirillova@itig.as.khb.ru;

Александр Николаевич Фомин, заведующий лабораторией, доктор геолого-минералогических наук, FominAN@ipgg.sbras.ru;

Елена Анатольевна Костырева, старший научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, Kostyreva@ipgg.sbras.ru;

Василий Николаевич Меленевский, старший научный сотрудник, кандидат физико-математических наук, Melenevsky@ipgg.sbras.ru;

Герман Алексеевич Злобин, инженер, Zlobine@ipgg.sbras.ru.