Учеными Института геологии ОИГГМ установлено два крупных этапа формирования редкометалльных гранитов Горного Алтая, отвечающие возрастным рубежам пермь-триас и триас-юра. Они обнаруживают тесную структурную сопряженность со сдвиговораздвиговыми разрывными дислокациями, а также с дайковыми поясами щелочных базитов и лампрофиров. Эти данные не только расширяют представления о возрастном диапазоне и масштабах кислого магматизма в регионе, развивавшегося до ранней юры включительно, но и свидетельствуют об участии плюмового источника тепла и флюидов в тектонических процессах этого времени.

Рис. 5.2. Корреляция разрезов скважин Вездеходной площади.
1 - песчаники, 2 - алевролиты, 3 - аргиллиты, 4 - известняки, 5 - мергели и доломиты, 6 - доломиты брекчированные, 7 - эффузивы и туфы среднего состава, 8 - эффузивы основного состава, 9 - гранодиориты, 10 - границы (а - согласные, б - неясные), 11 - границы несогласные и эрозионные, 12 - фораминиферы и водоросли.

В Институте геологии нефти и газа ОИГГМ на юго-востоке Западно-Сибирской плиты проведено комплексное изучение кернового материала глубокой скважины Вездеходная-4, позволившее получить принципиально новое представление о геологическом строении этой территории. Возраст вездеходной толщи, считавшейся ранее венд-кембрийской, по результатам изучения фораминифер и водорослей однозначно определен как франский век позднего девона (рис. 5.2). Располагающееся ниже чередование пачек базальтоидов, туфов, туфопесчаников, алевролитов и аргиллитов составляет единую толщу, возраст которой по Ar-Ar методу определен в 510-540 млн лет (кембрий) и подтвержден палеомагнитными исследованиями.

Существенной частью работ, проводимых Институтом химии нефти, являются фундаментальные исследования физико-химических свойств природных углеводородных систем, накопление образцов нефтей и их систематизация.

На основе исследований составов и литолого-петрографического, палеонтолого-таксономического изучения отложений, по материалам полевого изучения керна, анализа материалов ГИС и сейсморазведки составлены литолого-палеогеографические карты и разработана схема нефтегазогеологического районирования нижнеюрских отложений Томской области (рис. 5.3), где зонам с высокими перспективами нефтегазоносности отвечают участки территории, характеризующиеся полным объемом нижнеюрской системы и наибольшими мощностями, присутствием в породах преимущественно сапропелевого органического вещества, накапливавшегося в восстановительных условиях.

Рис. 5.3. Схема нефтегазогеологического районирования нижнеюрских отложений Томской области.

Исследование типа исходного органического вещества (ОВ) и нефтегенерационного потенциала нижнеюрского комплекса юга Западной Сибири по составу углеводородов, металлопорфиринов и гетерокомпонентов нефтей и рассеянного ОВ важны для изучения прироста запасов и стабилизации уровня добычи углеводородного сырья в Западно-Сибирской НГП.

В этом же институте разработана база данных о нефтях России и ближнего зарубежья, которая используется для выявления закономерностей в распределении нефтей по их составу и свойствам, а также при решении проблем нефтехимии, нефтепереработки и транспортировки нефти.

В настоящее время база данных включает 4571 записей, в том числе, по территориям: Россия - 3284 записи (по 921 месторождению), Казахстан - 496 (91), Украина - 321 (101) , Азербайджан - 149 (45), Узбекистан - 143 (60), Туркменистан - 81 (31), Белоруссия - 53 (25), Таджикистан - 26 (18), Литва - 12 (11), Киргизия - 4 (3), Молдавия - 2 (1). Работа с указанной базой данных осуществляется в среде геоинформационной системы ГИС ГеоГраф, что позволяет выдавать информацию с географической привязкой. Основу информации составляют данные по физико-химическим параметрам, таким как глубина залегания, плотность, содержание асфальтенов, смол и т.д., и по различным геологическим характеристикам, включая глубину залегания, литологию, возраст нефтей.

Учеными Института геологии нефти и газа осуществлена детальная корреляция верхнеюрских отложений в центральных и восточных районах Западно-Сибирской плиты (Томская область) на основе комплексного анализа геолого-геофизической информации, построены карты строения резервуаров нефти и газа, что явилось геологической базой для прогноза нефтегазоносности территории. В районе впервые выделено 10 крупных зон нефтегазонакопления, наиболее перспективной из которых является Чузикско-Чижапская зона. Выполненный прогноз подтвержден открытием в 1996-1997 гг. двух месторождений нефти.

Рис. 5.4. Принципиальная модель клиноформного строения неокомского продуктивного комплекса централь ных районов Западной Сибири.
Границы: 1 - нексоциклитов, 2 - региональных клиноциклитов, 3 - субрегиональных клиноциклитов. Буквами обозначены названия клиноциклитов, совпадающие с названиями пачек.

В пределах Широтного и Северного Приобья в разрезе неокома выделено более 10 нефтегазоносных комплексов, связанных с клиноформами (т.е. литологическими ловушками, принципиальная модель которых показана на рис. 5.4). По наиболее перспективным клиноформам построены серии карт: структурные, палеоструктурные, песчанистости, распространения глинистых экранов, литолого-фациальные и др. Это позволило впервые дать количественную оценку ресурсов углеводородов по каждому нефтегазоносному комплексу и выявить перспективные объекты. Весьма перспективными объектами на поиски крупных скоплений нефти являются Хулымская зона и западный борт Апакапурской депрессии.

Специалистами того же института по крупнейшим нефтегазоносным бассейнам мира на основе анализа данных о начальных разведанных запасах нефти и распределении запасов битумов (45 крупнейших нефтегазоносных бассейнов, содержащих более 80% мировых запасов нефти и все крупные скопления твердых битумов) уточнены эпохи интенсивного нефтенакопления в истории Земли (с учетом масштабов межрезервуарной миграции нефти, рис. 5.5).

Рис. 5.5. Распределение мировых разведанных начальных запасов нефти по стратиграфической шкале.
На оси абсцисс буквами обозначены стратиграфические подразделения, цифрами - геологическое время.

Наибольший максимум интенсивности нефтенакопления приходится на вторую половину мезозоя. Второй по величине максимум приурочен к отложениям кайнозоя, от эоцена до плиоцена. Палеозойский максимум (верхний девон - нижний карбон) уступает кайнозойскому и мезозойскому и по интенсивности нефтенакопления, и по масштабам. Намечается максимум в ордовике, и уверенно выделяется вендский максимум. Лишь условно можно выделить еще один максимум нефтенакопления - нижнепротерозойский. Эти максимумы соответствуют глобальным тектоническим эпохам и перестройкам в истории океанов и крупных осадочных бассейнов. Цикличность и неравномерность развития бассейнов привела к дифференциации в пространстве и во времени мезозойского и кайнозойского нефтенакопления.

В Институте криосферы Земли в рамках интеграционного проекта "Газогидраты Сибири" обнаружены новые особенности кристаллизации гидратов газов в присутствии добавок поверхностно-активных веществ. Показано, что некоторые из таких добавок в количестве 0,1-0,001% от массы воды препятствуют агломерации отдельных кристаллов и образованию твердых гидратных отложений. Этот факт позволяет предложить принципиально новые технологии ингибирования гидратоотложения в системах добычи, сбора и подготовки газа. Появляется возможность отказаться от традиционного ингибитора гидратообразования - метанола, который используется в настоящее время в количестве до 20% от влагосодержания газа и, к тому же, представляет опасность для окружающей среды.

В Институте земной коры на юго-западе Сибирской платформы установлен фрагмент структуры глубинного заложения, контролирующей распределение в регионе потенциально алмазоносного мантийного магматизма (рис. 5.6).

Рис. 5.6. Геолого-структурная схема юго-западной окраины Сибирской платформы с элементами алмазоносности.
1-5 - структурные ярусы: 1 - мезозойский, 2 - верхнепалеозойский, 3 - среднепалеозойский, 4 - нижнепалеозойский, 5 - докембрийский (I - Енисейский кряж, II - Чадобецкое поднятие, III - Ангаро-Канский выступ); 6 - кимберлитовые трубки; 7 - места выходов интрузивных траппов; 8 - проявления базитов повышенной щелочности; 9 - региональные магнитные аномалии; 10 - участки речных долин с повышенной концентрацией алмазов (цифры в кружках: 1 - Тангуй-Удинский, 2 - Андочинский, 3 - Бирюсинский, 4 - Чук-Шинский, 5 - Ковинский, 6 - Тычанский, 7 - Вельминский); 11 - места находок алмазов в аллювии; 12 - контуры Тычано-Удинского алмазоносного пояса; 13 - находки алмазов; 14 - находки пиропов (1-5 знаков на пробу); 15 - аходки хром-ванадиевых гранатов и клинопироксенов (20-50 зерен и выше на пробу).

Комплекс минералов-спутников и типоморфные особенности алмазов указывают на существование генетически различных коренных источников в пределах Тычано-Удинского пояса. В его южной части (Чуно-Бирюсинский алмазоносный район) наиболее вероятным источником алмазов могут быть алмазоносные лампроитовые трубочные тела. В этом же районе, в отложениях р.Тангуй-Удинская впервые для Сибирской платформы обнаружены хром-ванадиевые минералы (см. врезку на рис. 5.6), которые могут играть важную поисковую роль, поскольку вместе с ними найдено 7 алмазов.

Учеными Института геологических наук впервые выделена наиболее древняя эпоха кимберлитового магматизма - позднеордовикская (447-450 млн лет) при изучении кимберлитовых пород Накынского поля на примере двух трубок (Ботуобинская и Нюрбинская) (Rb-Sr метод). Вещественный состав кимберлитовых пород этого поля показывает, что они относятся к кимберлитам группы II (промежуточные кимберлиты между кимберлитами I группы и лампроитами). Такие кимберлитовые тела до сих пор не были известны на территории Якутской алмазоносной провинции. Доказательство полихронности промышленных кимберлитовых полей Якутской алмазоносной провинции расширяет их перспективность на нахождение новых алмазоносных тел.

Этим же Институтом на основе минералогических и геологических критериев выделена на востоке Сибирской платформы новая Ленская провинция, характеризующаяся родисто-платиновым составом россыпей. По минералого-геохимическому типу ассоциаций ее россыпи не имеют аналогов в мире и выделяются в самостоятельный "вилюйский тип". Провинция перспективна на обнаружение не только россыпных, но и коренных месторождений.

Рис. 5.7. Две геохронологические ситуации в Далдыно-Алакитском районе:
I - исходящая из предположения одного возраста (D₃-C₁) всех тел (обозначены черным), II - наличия в районе также ордовикских и силурийских кимберлитовых тел.