Скачать - Меловой период

• Юрско-неокомский мегациклит и его части менее продолжительны вышележащего,
апт-неогенового, что присуще и нижележащей паре.
• Максимальный подъём УМ произошёл в самом конце мела, а самое
значительное (даже ниже современного положения) его снижение – в ранней
юре и неогене 5 . Тем самым ярко обозначены границы галциклита (как общность
пар магациклитов) и его финально-трансгрессивная часть.
• Еще раз подтверждается высказанное ранее предположение о глобальной
смене биоты на границе смены фаз подъёма и снижения УМ мегациклов. Что, по
существу, и стало основой выделения геологических систем (Трофимук, Карогодин,
1985). В данном случае это очевидно на примере меловой и юрской, меловой
и палеогеновой систем. В единичном случае данная закономерность подтверждалась
и на более низком уровне, ярусов и региональных циклитов (Карогодин
и др., 1980).
И в заключение кратко только о самых последних и наиболее значимых результатах
практического использования методов литмостратиграфического подхода
с целью прогноза не только отдельных залежей и месторождений (как Тазовское,
Талинское, аптская залежь, «залившая» Красноленинский свод ЗС), но и
новых нефтегазоносных комплексов, зон.
Принимая литмостратоны, как породно-слоевые системы, сопряжённые
(системный принцип сопряжённости) с циклитами-системами, а с ними нефтегазоносные
комплексы, как отмечалось выше, в разрезе верхней юры и нижнего
мела Западной Сибири идентифицируем два новых, ранее не опознанных региональных
нефтегазоносных комплекса, с установленной нефтеносностью
резервуаров. Один из них, титонско-берриасский (Яновстанский) (Карогодин и
др., 2011). Его верхний резервуар имеет клиноформное строение (начало неокомских
клиноформ), в самом нижнем пласте которого выявлена залежь нефти
(Исаев и др., 2011).
В связи со строительством нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан
началась активизация нефтепоисковых работ на Сибирской платформе. И в одной
из параметрических скважин получен приток нефти (Шемин, 2011), подтвердивший
более чем двадцатилетний прогноз (Карогодин и др., 1989) наличия
крупной нефтеносной зоны в карбонатных отложениях венда Непско-
Ботуобинской антиклизы.
Для крупнейшей Приобской нефтеносной зоны разработана клиноформная
модель (Карогодин и др., 1996) неокомского резервуара, в отличие от
субгоризонтальной («блинной»), предложенной НК АМОКО, организовавшей
даже специальный полевой семинар в Нью-Мехико по сравнению методики
сиквенс-и литмостратиграфического расчленения разрезов.
Литература
Исаев А.В., Кринин В.А., Филипцов Ю.А., и др. 2011. Перспективные
нефтегазоносные объекты клиноформного комплекса Енисей-Хатангского
регионального прогиба: результаты сейсмогеологического моделирования //
Геол. мин.-сырьев. рес. Сибири. № 2. С. 69–73.
5
На всей огромной территории Сибирской платформы и почти всей территории
Западносибирской плиты неогеновые отложения вообще (полностью) отсутствуют.
155