Посвящается памяти выдающихся геологов Игнатия Осиповича Брода, Николая Брониславовича Вассоевича и Игоря Владимировича Высоцкого. Эти ученые являются основоположниками ряда принципиальных положений теории геологии нефти и газа, которые до сих пор слагают суть всех представлений о формировании месторождений углеводородов.

Более 30 лет своей жизни Н.Б. Вассоевич посвятил разработке теоретических основ геологии и геохимии нефти, исследованию вопросов, связанных с её происхождением. Кроме того Николай Брониславович всегда интересовался исходным значением слов, которые употреблялись им как научные термины. Под термином он понимал лексическую единицу, служащую для обозначения научного понятия, выполняющую функцию наименования по отношению к отраженному в этом понятии объекту. По мнению Н.Б. Вассоевича, многозначность многих геологических «терминов» является причиной большинства бурных научных дискуссий. Поэтому упорядочение научной терминологии и номенклатуры Н.Б. Вассоевич включал в число важнейших общенаучных задач.

В честь 120-летия со дня рождения Николая Брониславовича Вассоевича (1902–1981) – известного геологанефтяника, профессора, члена-корреспондента АН ссср, в статье напоминается о его значительных достижениях в области фундаментальной геологии. Первой и основной работой на этом поприще была его монография о методике изучения седиментационной цикличности флишевых толщ (1948), с продолжением темы в следующей книге, вышедшей в 1951 г. Эти работы составили основу развития не только учения о седиментационной цикличности осадочных пород, но и об осадочно-миграционной теории происхождения нефти. Научное наследие Н.Б. Вассоевича, возглавлявшего кафедру геологии и геохимии горючих ископаемых Московского государственного университета имени М.В. Ломоносова в 1963–1981 гг., сохраняется и развивается в современной учебно-научной деятельности этой кафедры. Преподаватели, сотрудники и студенты с глубокой благодарностью и уважением чтят память Н.Б. Вассоевича, используя его методические рекомендации по седиментационной цикличности как в учебном курсе литофациального анализа, так и в практической работе при изучении нефтегазоносных толщ осадочно-породных бассейнов. огромная роль в разработке терминологии этой теории связана с развитием понятийной базы данного геологического направления, в становление которого профессор Н.Б. Вассоевич вложил непрерывный труд по созданию системно-логических классификаций по составу, строению, генезису и иерархии геологических седиментационных тел, слагающих нефтегазоносные породные комплексы.

Представлены Начала флюидодинамической концепции нефтегазообразования, расширяющей идеи ранее предложенной в соавторстве одноименной модели. В основе концепции лежат представления о единовременности процессов, которые при наличии значительного вертикального потока флюидов и тепла обуславливают возникновение структур, нового пустотного пространства и новых динамических барьеров, нефтегазобразование и формирование залежей. образование определенных типов осадочных бассейнов и затем избирательное формирование их «традиционной промышленной» нефтегазоносности из преимущественно фоссилизированного живого вещества предопределены развитием глубинных, специфических не только коровых, но и мантийных процессов. основанная на теории открытых неравновесных систем концепция предполагает вертикальную тектоно-петрологическую расслоенность и чередования зон разуплотнения и уплотнения литосферы и верхней мантии; при раскрытии осуществляется «катастрофический» тепло-массоперенос флюидов из разуплотненных зон и пульсационное нефтеобразование не из всего органического вещества, а только из нефтяного «полуфабриката», и не в бассейне в целом, а в его отдельных частях.

Вопрос корректности терминологии всегда остается актуальным, так как исследователи должны понимать друг друга при взаимодействии со специалистами разных областей. В работе представлен обзор уже существующих в англоязычной литературе терминов для описания нефтематеринских мацералов, таких как альгинит, битуминит, битум, твердый битум, пиробитум, нефть, а все зоокласты удобнее объединить в биокласты, так как не всегда удается установить принадлежность остатков к животному или растительному миру. особые трудности возникли с термином «bitumen», который на русский язык переводится не только как битум, но и битумоид. Все чаще пленки между минеральными зернами называют как битумом, так и нефтью. Предложено добавить определения для изменчивого битуминита ,такие как догенерационный, генерационный и постгенерационный, чтобы подчеркнуть особенности тех трансформаций, которые произошли с исходным веществом в катагенезе. В связи с тем, что в процессе преобразования реакционноспособная часть керогена(=битуминит) будет переходить в жидкое и газообразное состояние, его твердая составляющая будет сокращаться к окончанию процесса нефтеобразования, и поэтому «остаточное органическое вещество» предложено называть твердым битумом, либо пиробитумом.

Для решения различных геологических задач, в частности, для определения свойств и характеристик нефтегазоматеринских толщ, в нефтегазовой геологии анализируют не только каменный материал из скважин, но и образцы пород, отобранные в местах их естественного обнажения. Использование результатов лабораторных исследований, полученных по породам из естественных выходов на дневную поверхность для характеристики всей толщи не всегда правомерно, так как облик и свойства горных пород существенно изменяются из-за активно развивающихся процессов экзогенной природы. если для литолого-стратиграфического расчленения разреза такие изменения не очень существенны, то геохимические параметры органического вещества из керна в скважине и образцов тех же пород из естественных выходов могут сильно различаться. Использовать такие результаты без учёта поправок на экзогенные изменения, происходящие на дневной поверхности, некорректно. В современной зарубежной и отечественной литературе слабо освещается данная проблема, что и обусловило наш интерес к этому вопросу. В статье собрана и обобщена опубликованная информация о процессах, приводящих к изменению содержания органического вещества в гипергенезе, об экзогенных факторах и их влиянии на изменение количества и качества органического вещества в осадочных горных породах.
Приведены результаты собственных исследований, и показано изменение состава керогена, выделенного кислотной обработкой из минеральной матрицы, при длительном его хранении. Предпринята попытка интерпретации полученных результатов с точки зрения гипергенного изменения органического вещества. обозначены неопределенности, которые требуют дальнейшего изучения и проработки.
Данное исследование продолжает работы наших предшественников и учителей – геохимиков кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Московского университета Н.Б. Вассоевича, Ю.И. Корчагиной, О.А.радченко, В.А. успенского, И.Е. Лейфмана, А.Н. Гусевой, О.К. Баженовой, Т.А. Кирюхиной.

с позиции комплексного анализа геологических, геохимических и палеотектонических условий рассмотрены обстановки формирования нефтегазоматеринских пород неопротерозойского возраста. Приведен краткий обзор месторождений нефти и газа Восточной сибири, Китая, Ближнего Востока, Африки и Австралии, источниками углеводородов для которых являются терригенные и карбонатные отложения рифея и венда. Приводится обзор нефтегазоносных бассейнов мира и стратиграфическая привязка обнаруженных в их пределах неопротерозойских толщ, содержащих доказанные и предполагаемые нефтегазоматеринские породы.
Формирование неопротерозойских нефтегазоматеринских отложений анализируется комплексно: одновременно с позиций палеотектоники, палеогеографических и палеоклиматических условий, палеобиологического разнообразия и геохимических условий. В рамках палеотектонического анализа приведены результаты плитотектонических реконструкций на неопротерозойский этап в соответствии с наиболее актуальными в настоящее время геодинамическими моделями. Палеогеографические события и палеоклиматические условия описаны в контексте специфики обстановок формирования карбонатно-терригенных нефтегазоматеринских пород. В частности, рассмотрены причины накопления обогащенных органическим углеродом отложений в межледниковые эпохи неопротерозоя и возможные механизмы поддержания условий, благоприятных для их накопления. условия накопления нефтегазоматеринских пород увязываются также с глобальными палеобиоологическими дофанерозойскими событиями, а анализ геохимических данных позволяет охарактеризовать и провести корреляцию неопротерозойских нефтегазоматеринских пород в глобальном масштабе. На основе представленной комплексной оценки сделан вывод о принципиально схожих геологических условиях формирования нефтегазоматеринских пород неопротерозоя в нефтегазоносных бассейнах.

В настоящее время в венд-кембрийском комплексе Лено-Тунгусского бассейна известны несколько десятков месторождений углеводородов, что явно не исчерпывает его потенциал. На открытие новых залежей нефти и газа позволяют надеяться разнопостроенный значительный стратиграфический интервал комплекса, его толщины (до 3000 м), благоприятные нефтегеологические свойства, заложившиеся в седиментогенезе, а именно наличие нефтематеринских, коллекторских и флюидоизолирующих отложений.
Седиментологические исследования венд-кембрийского комплекса, выполненные по сети опорных литологических разрезов скважин, а также выходов на дневную поверхность, позволили создать серию схематических карт обстановок осадконакопления в масштабе 1:5000000 для шести временных интервалов (непского, тирского, даниловского, томмотско-раннеатдабанского, ботомско-амгинского и позднекембрийского). рассмотрена эволюция седиментогенеза венд-кембрийского комплекса, и дана оценка его нефтегеологических свойств, которые в первую очередь связаны с различными обстановками осадконакопления.

Ранневендский нефтегазоносный комплекс является одним из основных на сибирской платформе и является доминантным в пределах ряда крупных тектонических элементов (Непско-Ботуобинская антеклиза, Присаяноенисейская синеклиза, Курейская синеклиза и др.). Нефтегазоносность комплекса определяется как условиями его формирования, так и постседиментационными процессами, в значительной степени связанными с этапами формирования и переформирования залежей углеводородов. Все эти особенности образования природного резервуара в отложениях ванаварской свиты рассмотрены при детальном литолого-фациальном анализе кернового материала Ново-Юдоконского месторождения и сопредельных территорий.

В статье представлены результаты исследования влияния структурных перестроек на работу углеводородных систем в восточной части енисей-Хатангского прогиба. На основе интерпретации сейсмических данных и построения палеопрофилей в геологической эволюции бассейна установлено несколько этапов перестроек: на рубеже среднего и позднего триаса, позднего триаса и юры, в бат-келловейское время, титон-валанжинское время, в баррем-аптское время, в апт-альбское время, в сеноманское время, мощные перестройки в кайнозое. На основе интерпретации геохимической информации, полученной в результате анализа образцов пород керна и обнажений, дана характеристика типа вещества, количества исходного органического углерода, нефтегазоматеринского потенциала для позднетриасовых, нижнеюрских, среднеюрских, верхнеюрских, нижнемеловых нефтегазоматеринских толщ (НГМТ). результаты изучения геологического строения региона, геохимических особенностей НГМТ стали основой для построения бассейновой 2D модели, которая позволила не только выявить очаги генерации, пути миграции и зоны аккумуляции углеводородных флюидов, но и оценить время начала генерации и эмиграции углеводородов, а также моменты перерыва данных процессов в периоды воздымания территории.
Изменения структурного плана трансформировали конфигурацию бассейна, что приводило, с одной стороны, к образованию зон накопления прослоев, богатых органическим веществом, а с другой – к приостановке работы углеводородных систем, переформированию и даже разрушению залежей.

В ходе работы проведено двумерное бассейновое моделирование по региональным профилям (субширотному и субмеридиональному). При моделировании использовался программный комплекс МГУ имени М.В. Ломоносова. В моделях учтены особенности геологического строения отложений рифея северной части Камско-Бельского авлакогена и перестилающих его комплексов венда-палеозоя.
При моделировании использованы полученные в последнее время данные об особенностях развития указанного региона (с учетом оценки мощности эродируемых отложений рифея-венда), а также об особенностях органического вещества древних докембрийских отложений.
В результате, выявлены границы нефтяного и газового окна, геотемпературный градиент. основной тип залежей согласно результатам 2D бассейнового моделирования – антиклинальные (пластово-сводовые) и стратиграфически экранированные.
Получены данные, свидетельствующие, во-первых, о двух стадиях генерации углеводородов нефтематеринскими толщами рифея-венда (первый этап приходится на конец раннего рифея, второй – на венд-конец позднего карбона), а, во-вторых, о превалирующей доле рифейско-вендского комплекса нефтематеринских толщ в формировании нефтегазоносности осадочного чехла в пределах прибортовых зон северной – северо-западной части Камско-Бельского авлакогена Волго-уральского нефтегазоносного бассейна.
Генерация углеводородов нефтематеринскими толщами рифея-венда и позднего девона-раннего карбона продолжается до сих пор, однако имеет скорее «инерционный характер».

В работе описано строение и условия образования доманикоидной высокоуглеродистой формация (ВуФ) в центральной части Волго-уральского нефтегазоносного бассейна. строение ВуФ зависит от структурной приуроченности и палеогеографических условий позднедевонского периода, где время максимального стояния вод морского бассейна приводило к образованию интервалов разреза с высоким содержанием органического углерода. структурно-фациальная зональность области распространения ВуФ связана с зоной относительно глубоководных впадин, склонов, поднятий и мелководно-морского шельфа с многочисленными биогермными постройками. Границы зон определялись положением крупных структурных элементов Татарского и Башкирского сводов и впадин Камско-Кинельской системы прогибов. Эти зоны различаются не только распределением мощности отложений ВуФ, но и характером распределения интервалов разреза, обогащенных органическим веществом. Максимальное количество прослоев, обогащенных органическим веществом в толще кремнисто-карбонатных пород, наблюдается в центральной части Камско-Кинельской системы прогибов в разрезе франских и фаменских отложений. Многочисленные нефтепроявления из интервалов ВуФ говорят о том, что есть потенциал для дальнейшего изучения и локализации перспективных зон для поиска трудноизвлекаемых запасов углеводородов.

Основные особенности формирования доманикоидных толщ, распространенных в широком стратиграфическом диапазоне от среднего франа позднего девона до турнейского яруса раннего карбона, исследованы уже довольно детально. различные аспекты их изучения изложены во многих исследованиях, но до сих пор эти отложения рассматривались в основном как нефтематеринские породы. В данной статье доманикоидные отложения рассматриваются с точки зрения нетрадиционного коллектора нефти. Из-за сложного и неоднородного строения пород, неравномерного насыщения их органическим веществом и низких значений пористости, методология оценки фильтрационно-емкостных свойств не отработана в полной мере. Комплексный подход в изучении типов пустотного пространства таких отложений, включающий макро- и микроописание керна и аналитические исследования, позволяет прогнозировать зоны улучшенных свойств сложнопостроенных нетрадиционных коллекторов и наиболее успешно проводить их разработку. В результате проведенных исследований выделены основные литотипы, слагающие разрез доманикоидных отложений, и дана характеристика каждого из них. сопоставление выделенных в шлифах типов пустотного пространства и данных лабораторных исследований позволили классифицировать основные типы коллекторов и провести оценку их качества.

Статья посвящена анализу закономерностей изменения генерационных характеристик органического вещества нижне-среднеюрских отложений Карабашской зоны (юго-запад Западно-сибирского нефтегазоносного бассейна) в зависимости от обстановок осадконакопления и цикличности седиментации. По результатам исследований кернового материала комплексом литологических и геохимических методов установлены характерные геохимические характеристики органического вещества отложений типичных обстановок осадконакопления для ранне-среднеюрского времени на территории исследования. Наибольший генерационный потенциал органического вещества приурочен к обстановкам болот, заболоченных и заливаемых пойм, а также к приливно-отливным обстановкам. Эти отложения преимущественно являются газоматеринскими в силу преобладания гумусовой органики, однако по результатам углепетрографических исследований, анализу кинетических спектров и биомаркерному анализу установлено присутствие и сапропелевой составляющей в органическом веществе. ряд фациальных обстановок, таких как обводненные болота, заболоченные, временно заливаемые поймы, способствовали накоплению и сохранению липтинитовых компонентов органики, обогащенных водородом, что позволяет рассматривать данные отложения и как нефтематеринские. Анализ цикличности отложений с использованием сиквентно-стратиграфической методики для континентальных отложений позволил проследить связь генерационного потенциала отложений в зависимости от этапов изменения относительного уровня моря.

В статье рассмотрен фациальный анализ и применение его результатов для типизации пород тюменской свиты. Целью работы являлось создание алгоритмов для дифференцированной интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) тюменской свиты на основе детального изучения керна.
По керновым исследованиям, а также геолого-геофизической и промысловой информации по тюменской свите ряда месторождений Западной Сибири выявлены основные группы фаций, отражающие гидродинамическую активность условий осадконакопления: 1 группа – высокодинамические условия, 2 группа – переходные условия, 3 группа – низкодинамические условия.
На основе этой типизации созданы петрофизические модели отложений тюменской свиты: построены петрофизические зависимости с дифференциацией по фациальным зонам, получены граничные значения петрофизических параметров для выделения коллекторов в разных условиях осадконакопления, предложены алгоритмы дифференцированной интерпретации ГИС, в результате анализа испытаний и промыслово-геофизических исследований выявлены различия промысловых характеристик для разных условий седиментации, посчитаны линейные запасы нефти по новой петрофизической модели.
Освоение и внедрение комплексного подхода к интерпретации ГИС с учетом условий осадконакопления позволяет повысить достоверность определения свойств коллекторов тюменской свиты, эффективность подсчета запасов нефти.

В работе рассматриваются геохимические данные о биомаркерном составе нефтей месторождений ТерскоКаспийского нефтегазоносного бассейна. Изучены пробы нефтей месторождений основных нефтегазоносных районов Восточного Предкавказья – Терско-сунженского, Прикумского вала, Предгорного Дагестана и акватории среднего Каспия. Для определения «геохимического» возраста нефтей анализировались соотношения регулярных стеранов в насыщенных фракциях углеводородных флюидов. установлено, что значение биомаркерного параметра с28/с29, определяющего геологический возраст исходного для нефтей органического вещества, варьирует в широких пределах – 0,36–1,47. Наиболее «древний» возраст (девон-карбон) определен для нефтей Прикумского вала и акватории среднего Каспия. В Терско-сунженской зоне и Предгорном Дагестане в нефтях фиксируется возрастание доли стерана состава с28, что указывает на более молодой возраст генерации (вплоть до палеогена). Полученные данные могут быть использованы для уточнения истории формирования углеводородных скоплений в данном регионе.

Олигоцен-нижнемиоценовые клиноформы майкопской серии Центрального и Восточного Предкавказья обладают доказанной нефтегазоносностью на ряде площадей. Но несмотря на полученные промышленные притоки и давнюю историю исследований, данные отложения слабо охарактеризованы бурением в глубоких прогибах, таких как Терско-Каспийский прогиб. Также остаются нерешенными вопросы детального стратиграфического расчленения майкопской серии в прогибах, корреляции отложений, условий накопления и критериев прогноза природных резервуаров.
На основе исследования сейсмических, каротажных данных созданы сейсмо-стратиграфический и циклостратиграфический каркасы, определены области распространения, направления проградации, характер границ и мощности 17 клиноциклитов майкопской серии. На основе замеров высоты клиноформ оценена глубина их накопления и уточнены палеогеографические условия в Предкавказье в олигоцене-раннем миоцене. Клиноформы М1-М7 проградировали с северо-востока, глубины моря при этом увеличились от порядка 300 м до 450 м. На момент накопления клиноформы М8 появился западный источник сноса, а глубина депоцентра осадконакопления увеличилась более чем на 800 м.
Клиноформы М12-М16 проградировали с севера, глубина депоцентра сокращалась от 480 до 270 м. К концу накопления циклита М17 произошла полная компенсация относительно глубоководной впадины на шельфе.
Анализ геометрии и морфологии клиноформ позволил выделить 3 сейсмических типа: I – тангенциальные клиноформы субаквальной дельты высотой до 75 м, II – сигмовидные клиноформы шельфа высотой до 800 м, III – полого-косослоистые клиноформы склона и подножия впадины на шельфе высотой до 270 м. В мелководной части клиноформ шельфа прогнозируется развитие песчаных пластов прибрежно-морского генезиса и пластовосводовых ловушек, а в подножии – конусы выноса и литологически экранированные ловушки. с клиноформами субаквальной дельты могут быть связаны литологически экранированные ловушки. Клиноформы склона и подножия впадины сложены преимущественно глинистыми отложениями.

В работе рассмотрены результаты газогеохимических исследований донных осадков озера Байкал, и проанализированы перспективы нефтегазоносности Байкальской рифтовой впадины. В основу работы положен материал, собранный в 2014–2019 гг. во время научно-исследовательских экспедиций по Международному проекту Class@Baikal. Молекулярные и изотопные исследования флюидов из донных отложений озера выявили различия в составе газов донных осадков северо-западной и юго-восточной частей озера. Газы донных отложений северо-западной части озера обогащены метаном и характеризуются пониженным содержанием соединений С₂₊. углерод метана обогащен легким изотопом (δ¹³C CH₄ изменяется от -72,7 до -50,1 ‰ VPDB), а изотопный состав углерода этана варьирует в широких пределах (δ¹³C C₂ H₆ от -65 ‰ до -22 ‰VPDB). Газы донных отложений юго-восточной части озера характеризуются повышенным содержанием соединений С₂₊ и обогащены тяжелым изотопом углерода метана (δ¹³C CH₄ варьирует от -57,2 до -41,0 ‰VPDB). Изотопный состав углерода этана изменяется от -32 до -25 ‰ VPDB. Такие отличия в составе газов, скорее всего, отражают асимметричное строение Байкальской рифтовой впадины и обусловлены особенностями миграции газа в пределах её разных частей. Предполагается более существенный вклад диффузионного механизма в массоперенос в северо-западной части озера, что приводит к обогащению легким изотопом углерода газов и повышению концентрации метана в смеси углеводородных компонентов (молекулярное и изотопное фракционирование) на путях миграции через осадочную толщу от источника генерации к поверхности дна озера. Такое геохимическое фракционирование необходимо учитывать при анализе и интерпретации данных геохимических съемок, направленных на оценку потенциала и характеристик нефтегазоматеринских пород осадочных бассейнов.

Идеей данной работы является сравнение результатов двух видов анализа – геохимического и статистического – при изучении органического вещества экстрактов нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) и образцов нефтей. объектом исследования послужили НГМТ тутлеймской и тюменской свит и нефти викуловской свиты и юрско-доюрских отложений в западной части Западно-сибирского бассейна. среди методов статистического анализа НГМТ использовались метод главных компонент и метод случайного леса, а в качестве средств визуализации – тепловая карта корреляций. Метод главных компонент помог обнаружить явное различие органического вещества тутлеймской и тюменской НГМТ, а привлечение метода случайного леса и тепловой карты корреляций позволило не только выявить геохимические параметры, по которым наблюдаются наибольшие различия толщ, но и расшифровать геологические факторы, из-за которых это различие стало явным. Так, тюменская НГМТ имеет большую зрелость и относительно больший вклад наземной растительности относительно тутлеймской НГМТ. Тот же набор методов вместе с методом k-ближайших соседей применен для корреляции нефть-НГМТ. Нефти викуловской свиты по типу керогена, очевидно, происходят из тутлеймской НГМТ. Нефти юрских и доюрских пластов близки к тутлеймской НГМТ, хотя схожесть с тюменской НГМТ может достигать 30% в отдельных образцах. Нефти викуловских пластов менее зрелые, чем нефти из юрских и доюрских пород. Это может свидетельствовать о продолжающейся подпитке углеводородами юрских и доюрских отложений и о прекращении миграции в прошлом в вышележащие апт-альбские отложения (викуловская свита). Геохимический анализ также позволил выявить свойства НГМТ, отвечающие за зрелость и тип органического вещества. он подтвердил выводы, сделанные на основе применения методов статистического анализа.

В настоящее время интерпретация результатов геофизических исследований скважин производится геофизиками-интерпретаторами, которые предварительно обрабатывают данные и нормируют кривые. Процесс подготовки каротажных кривых может занимать большое количество времени особенно в случаях, когда приходится интерпретировать данные по сотням и тысячам скважин. В данной работе исследуется применимость методов машинного обучения в задаче определения литофизических типов по каротажным кривым. В статье рассмотрены три группы алгоритмов: случайный лес, градиентный бустинг и нейронные сети, а также разработана собственная метрика, которая учитывает особенности литофизической типизации исследуемого объекта и основывается на мере близости литофизических типов для фиксированного комплекса методов геофизических исследований скважин. В результате исследования показано, что алгоритмы машинного обучения способны предсказывать литологию по стандартному набору каротажных диаграмм без нормировки на опорные пласты, что может существенно сократить время на предварительную подготовку кривых.