2013-12-31
699
По результатам работ последних лет принципиальные данные, позволяющие более высоко оценивать перспективы нефтегазоносности, получены только по северо-западному борту Западно-Кубанского передового прогиба. Здесь ранее в отложениях карагана-чокрака были открыты Прибрежное и Слад-ковское газоконденсатные месторождения. В настоящее время здесь в этих же отложениях открыты Варавинское, Морозовское и Южно-Морозовское нефтяные месторождения.
Республика Адыгея. На территории Республики расположены отдельными своими частями Адыгейский выступ, осевая зона Западно-Кубанского передового прогиба и юго-западный борт Восточно-Кубанской впадины.
Литолого-стратиграфические разрезы двух последних тектонических зон аналогичны описанным выше для Краснодарского края. В пределах Адыгейского выступа мощность осадочного чехла, залегающего на гранитах палеозоя, превышает 3 км. Наиболее древними по возрасту отложениями в разрезе являются карбонатные породы триаса и терригенно-карбонатные осадки юры. Оба этих комплекса развиты по площади спорадически. Повсеместно в пределах Адыгейского выступа распространены песчано-глинистые породы нижнего мела (основной продуктивный комплекс), карбонатный по составу верхний мел и терригенный комплекс палеоген-неогенового возраста.
Продуктивными комплексами в Республике являются верхний и нижний мел, юра. Неразведанные ресурсы нефти и газа содержатся не только в этих комплексах, но также в неогене, палеогене и триасе.
Неразведанные ресурсы нефти и газа распылены в небольших количествах по разновозрастным комплексам. Относительно повышенные объемы ресурсов содержат юрские (газ и нефть) и нижнемеловые (газ) отложения. Эти комплексы, ресурсы которых залегают на глубинах 3-4 км, могут представлять интерес для поисков новых месторождений.
Ставропольский край. Рассматриваемая территория характеризуется высокой структурной дифференциацией. В ее западной половине расположены Ставропольский свод, Восточно-Ставропольская впадина и Минераловодс-кий выступ. Здесь же находятся отдельные участки Западно-Ставропольской и Восточно-Кубанской впадин. Тектоническими элементами восточной половины края являются Восточно-Манычский прогиб, Прикумская зона поднятий, Ногайская ступень и примыкающая к последней с юга бортовая зона Терско Каспийского передового прогиба.
Наиболее мощные разрезы осадочного чехла (вскрытая мощность более 5 км) развиты в пределах северного борта Терско-Каспийского прогиба и прилегающих частей Ногайской ступени и Восточно-Ставропольской впадины. Здесь, в изученной бурением части осадочного чехла, присутствуют терригенно-галогенно-карбонатные породы верхней юры, известняки и доломиты неокома (продуктивный комплекс). Песчано-глинистые осадки апт-альба сменяются выше по разрезу карбонатной толщей верхнего мела (комплекс продуктивен). Неогеновый и палеогеновый комплексы сложены, в основном, песчано-глинистыми породами, при этом разуплотненные разности глин в нижнем Майкопе и терригенно-карбонатные породы эоцена нередко являются нефтеносными.
Осадочный чехол в пределах Прикумской зоны поднятий и Восточно-Манычского прогиба в среднем имеет мощность до 4-4,5 км. В наиболее полных разрезах последнего на палеозойском фундаменте или пестроцвет-ных породах перми залегают карбонатный по составу нижний триас, терригенно-карбонатный средний триас и вулканогенно-осадочный комплекс верхнего триаса. Юрские песчано-глинистые осадки представлены всеми своими подразделениями. Вышезалегающие породы нижнего и верхнего мела, палеогена и неогена имеют сокращенную мощность относительно аналогичных разрезов на юго-востоке края, но по литологическому составу они идентичны.
Разрезы осадочного чехла Прикумской зоны поднятий отличаются от разрезов Восточно-Манычского прогиба тем, что здесь отложения юры и триаса развиты спорадически. Диапазон промышленной нефтегазоносности в пределах Восточно-Манычского прогиба очень широкий - триас, юра, нижний и верхний мел, эоцен, майкоп, при этом основной продуктивной толщей является нижний мел. В Прикумской зоне поднятий два основных продуктивных комплекса - нижний мел и палеоген. Мощность осадочного чехла Ставропольского свода колеблется от 1,4 (центральная часть) до 2,5-2,8 км (восточный склон). В наиболее полных разрезах присутствуют нижний и верхний мел, палеоген и неоген. За исключением карбонатного верхнего мела, все другие комплексы, сложенные песчано-глинистыми осадками, содержат залежи газа промышленного значения.
Все комплексы осадочного разреза в крае являются промышленно нефтегазоносными и содержат еще неразведанные ресурсы нефти и газа. Последние приурочены к трем основным районам.
Западная часть территории, где расположены Ставропольский свод и отдельные участки Восточно-Кубанской и Западно-Ставропольской впадин, является газоносной. Здесь, в разрезе четырех комплексов (юра, нижний мел, палеоген, неоген) содержатся значительные ресурсы газа, которые залегают на небольших глубинах (до 2-3 км).
Юго-восточная часть края, в тектоническом отношении отвечающая Восточно-Ставропольской впадине, Ногайской ступени и северному борту Терско-Каспийского прогиба, оценивается на нефть и газ. Неразведанные ресурсы последних составляют, соответственно, 42,2 % от общих по краю и 51,2 %. Однако 77,8 % ресурсов газа и 24,4 % ресурсов нефти (юрский комплекс) являются малодостоверными (категория Д2), залегают, как правило, на значительных глубинах (5-7 км) и по прогнозу могут характеризоваться повышенным содержанием серы. Сероводородсодержащими могут оказаться здесь также почти 50 % ресурсов нефти нижнемелового комплекса. Среди продуктивных комлпексов палеогеновый - единственный в этом районе, имеющий относительно высокие ресурсы нефти, залегающие на глубине до 3 км. Восточно-Ставропольская впадина является приоритетной зоной для проведения геологоразведочных работ (ГРР) на палеогеновые отложения. Здесь распределена половина ресурсов нефти комплекса.
Северо-восточная часть края является основным нефтеносным районом. Здесь в пределах Восточно-Манычского прогиба и Прикумской зоны поднятий распределно 57,8 % ресурсов нефти от общих по краю, при этом более 96 % этой оценки составляют сравнительно достоверные ресурсы, примерно поровну залегающие на глубинах до 3 км и в интервале глубин 3-5 км. В перспективе все эти комплексы могут являться объектами проведения ГРР, поскольку их неразведанные ресурсы распределены на территориях с уже установленной промышленной продуктивностью.
Республика Карачаево-Черкессия. Среди субъектов Федерации региона Республика имеет наименьшую площадь перспективных земель - 1,7 тыс. км2; большую часть территории Республики (88 %) занимают складчатая зона Большого Кавказа, где основные перспективные отложения юры и мела отсутствуют, и северная моноклиналь Большого Кавказа, где эти же комплексы обнажаются на поверхности и в значительной степени эродированы.
Перспективная часть территории связана с северными районами Республики, которые в структурном отношении приурочены к южной половине Беломечетского прогиба, являющегося восточным замыканием Восточно-Кубанской впадины. В осадочном разрезе, мощностью до 2,8 км, присутствуют терригенный комплекс нижней-средней юры и терригенно-карбонатные отложения верхней юры. Эти комплексы развиты неповсеместно, выклиниваясь на северо-западе территории. Меловые и палеоцен-эоценовые терригенно-карбонатные отложения распределены на всей территории Беломечетского прогиба, тогда как преимущественно глинистый майкоп частично размыт.
Поиски углеводородов в пределах перспективной части Республики осуществлялись до середины 70-х годов. Работы были ориентированы на поиски залежей в юрских и нижнемеловых отложениях, но оказались безрезультативными.
Пока территория Республики с ограниченными прогнозными ресурсами газа отнесена к категории низкоперспективных.
Республики Кабардино-Балкария, Северная Осетия и Ингушетия. Республики Кабардино-Балкария, Северная Осетия и Ингушетия рассматриваются совместно, поскольку в тектоническом отношении они расположены в западной половине Терско-Каспийского передового прогиба. В центральной частипрогиба развита система высокоамплитудных складок, входящих в состав двух крупных широтно ориентированных антиклинальных зон - Терской (северной) и Сунженской (южной). Эти зоны разделены нешироким, но глубоким прогибом; от альпийской складчатой зоны Кавказа они отделены обширной депрессией. Депрессионные зоны и северный борт прогиба, где фундамент залегает на глубинах 7-9 км, а также северо-западная центриклиналь прогиба (фундамент на глубинах 5 км и несколько ниже), характеризуются невысокой структурной дифференциацией, в отличие от интенсивно дислоцированных Терской и Сунженской антиклинальных зон.
В пределах основных нефтегазоносных зон разрез осадочного чехла, изученный бурением до глубин 5,5 км, начинается карбонатно-соленосными породами верхней юры. Отложения неокома в нижней половине разреза имеют аналогичный состав, но с меньшим развитием солей. Верхняя часть неокомс-кого разреза, а также альб и апт полностью сложены песчано-глинистыми осадками. Вышезалегающие верхнемеловой и палеоцен-эоценовый комплексы представлены различными видами карбонатных осадков. Остальная часть осадочного чехла сложена терригенными породами Майкопа (преимущественно глинистыми) и нижнего неогена (песчано-глинистыми). Все комплексы содержат залежи углеводородов промышленного значения, но основными среди них по категорийным запасам нефти являются верхнемеловой и нижненеогеновый.
Что касается неразведанных ресурсов нефти и газа рассматриваемых республик, то здесь следует отметить следующее.
В Республике Кабардино-Балкарии неразведанные ресурсы нефти и газа невысокие. К тому же в объеме ресурсов на долю малодостоверных приходится по нефти 30 % и газу 36,8 %. Указанные ресурсы оценены в отложениях юры и залегают в интервале глубин 5-7 км. Эти ресурсы в юрском комплексе, а также ресурсы категорий С3 и Д( характеризуются высоким содержанием сероводорода в попутном газе нефтей. Предполагается, что ресурсы газа юры и нижнего мела также сероводородсодержащие.
Основным объектом ГРР тоже является верхнемеловой комплекс, неразведанные ресурсы нефти которого сосредоточены на глубинах около 5 км и составляют 39 % от общих. Однако это направление поисков в настоящее время слабо подготовлено для буровых работ. Фонд подготовленных структур ограничен. ГРР в Республике проводились в небольшом объеме для оценки юрских отложений. Результаты отрицательные, и в целом вопрос о перспективах комплекса в пределах ее территории в настоящее время остается открытым.
В Северной Осетии оценка неразведанных ресурсов нефти и газа также невысокая и малодостоверная (категория Д^). На долю ресурсов, приуроченных к юрским отложениям, приходится по нефти 64 % и газу 86 %. Они залегают на значительных глубинах (5-7 км) и по прогнозу имеют повышенное содержание серы. Высокосернистыми вероятнее всего будут и ресурсы нефти категории Д, юрских и частично нижнемеловых отложений. Ожидается также, что все ресурсы газа этих двух комлпексов будут с высоким содержанием сероводорода.
Таким образом, реальным объектом ГРР в Республике является верхнемеловой комплекс, залегающий на глубинах более 5 км.
В Республике Ингушетия - самая низкая, среди рассмотренных выше республик, оценка неразведанных ресурсов нефти и газа, при этом значительная часть последних, приуроченных к юрским отложениям, является малодостоверной (категория Д2). По ресурсам нефти на их долю приходится 50 %, газу 66,6 %, но ресурсы глубокозалегающие (5-7 км) и по прогнозу будут иметь повышенное содержание серы. Более достоверные и менее глубоко залегающие ресурсы газа нижнего мела также, по всей видимости, окажутся сероводородсодержащими.
В ближайшей перспективе основным направлением ГРР на нефть в Республике, несмотря на невысокую оценку неразведанных ресурсов, являются отложения верхнего мела, где подготовлен к бурению ряд объектов.
Чеченская Республика. Основным тектоническим элементом на территории Республики является центральная часть Терско-Каспийского передового прогиба. Только на севере Республики отдельными участками в ее пределы заходит Ногайская ступень. Значительную долю передового прогиба занимают высокоамплитудные и интенсивно дислоцированные складки Терской и Сунженской антиклинальных зон. Южнее расположена глубокопогру-женная депрессионная зона (глубина залегания фундамента более 9 км), которая отделяет Сунженскую зону от Черногорской моноклинали, примыкающей к альпийской складчатой зоне Кавказа.
Изученный бурением осадочный разрез центральных районов передового прогиба по мощности, литологическому составу и продуктивности пород близок к разрезу западной части Терско-Каспийского прогиба. Только на северном борту прогиба, где осадочный разрез изучен до глубины 7,5 км, встречены вулканогенно-осадочные породы верхнего триаса.
В Республике высокая доля малодостоверных ресурсов (категория Д2) -42,8 % по нефти и 67 % по газу. Все эти ресурсы связаны с юрскими отложениями, залегающими, в основном, в интервале глубин 5-7 км. Ресурсы нефти и газа этого комплекса и валанжинских отложений нижнемелового комплекса по прогнозу являются сероводородсодержащими.
Таким образом, в Республике основным объектом ГРР остается верхнемеловой комплекс, ресурсы нефти которого составляют 37 % от общих и распределены на глубинах около 5 км или несколько глубже. Комплекс перспективен также на газ, ресурсы которого составляют 11% от общих. Подчиненное значение как объект поисков имеет нижнемеловой комплекс.
Республика Дагестан. Рассматриваемая территория характеризуется разнообразием развитых в ее пределах тектонических структур. В северных платформенных районах расположены Восточно-Манычский прогиб, Прикумская зона поднятий и Ногайская ступень с глубинами залегания фундамента от 4-5 до 7 км. В южной половине Республики развиты различные тектонические элементы Терско-Каспийского передового прогиба: Сулакский прогиб, представляющий собой осевую, наиболее погруженную (глубина залегания фундамента более 11 км) часть передового прогиба, и структурная зона Южного Дагестана, являющаяся частью крупного и сложно построенного поднятия южного борта прогиба. На севере этого поднятия выделяется Нараттюбинская складчатая зона, надвинутая на южный борт Сулакского прогиба. Глубины залегания поверхности верхнемеловых пород в пределах этой зоны изменяются от 3 до 5 км. Остальная территория Южно-Дагестанской тектонической зоны представляет собой систему антиклинальных и деп-рессионных зон с глубинами залегания верхнего мела от нулевых отметок до 3 км.
Осадочный разрез различных частей Южного Дагестана в принципе идентичен. Кайнозой представлен песчано-глинистым неогеном, преимущественно глинистым Майкопом и мергелисто-известняковыми осадками палеоцен-эоцена. В разрезе мезозоя повсеместно развиты известняки верхнего мела, глинисто-песчаные породы альб-апта, известняково-доломитово-ангидрито-вые осадкинеокома и верхней юры, преимущественно аргиллитовая по составу средняя юра. В центральной части территории и на ее юго-востоке отмечается значительная эрозия неогена и нередко в разрезе отсутствуют неоком и верхняя юра. За исключением среднеюрских отложений, все остальные стратиграфические подразделения разреза содержат залежи газа и нефти, на которых главными по масштабам нефтегазонакопления являются неоком-верхнеюрский и верхнемеловой комплексы.
В платформенных районах Республики в осадочном разрезе повсеместно развит глинисто-песчаный по составу неоген, преимущественно глинистые осадки Майкопа, мергелисто-известняковый палеоцен-эоцен, известняки верхнего мела, песчано-глинистый, в базальной части с включением карбонатов, нижний мел. Юрские отложения имеют в основном терригенный состав и только в кровле верхней юры прослеживаются карбонатные прослои. Заканчивается осадочный разрез отложениями триаса - спорадически развитым по площади эффузивно-осадочным комплексом верхнего триаса, терригенно-доломитовыми осадками среднего триаса и карбонатной толщей нижнего триаса. Отложения неогена, палеоцен-эоцена, верхнего мела и верхнего триаса не содержат залежей нефти и газа промышленного значения, за исключением майкопских отложений. Среди продуктивных комплексов основными являлись нижнемеловой и юрский, в настоящее время - нижнетриасовый.
По объему неразведанных ресурсов нефти и газа основным в Республике является Предгорный Дагестан и примыкающие части Сулакского прогиба. Однако следует иметь в виду, что здесь в объеме неразведанных ресурсов очень большая доля приходится на малодостоверные ресурсы категории Д2. По нефти эти ресурсы составляют 79 %, по газу 35,0 %. При этом их значительная часть (по нефти 63,5 %, по газу 74 %) залегает на больших глубинах (5-7 км). Следует отметить, что основные перспективные комплексы Предгорного Дагестана (верхний и нижний мел, юра), содержащие более обоснованные ресурсы (категории Д1 и С3), нередко также залегают на глубинах, превышающих 5 км. В платформенных районах Республики глубокозалега-ющие ресурсы категорий С3и Д1 отмечены только в отложениях триаса.
Исходя из величин наиболее достоверных неразведанных ресурсов нефти и газа Республики Дагестан, к объектам ГРР на ее территории можно отнести отложения верхнего и нижнего мела, юры и триаса. Однако подготовленность этих комплексов для проведения поисковых работ различная. Главным направлением работ на нефть в платформенных районах Республики является триасовый комплекс. В Предгорном Дагестане хорошо подготовленным для проведения поисков является верхнемеловой комплекс.
Республика Калмыкия, Астраханская область (южные районы). Основную часть рассматриваемой территории занимает кряж Карпинского, главными структурными элементами которого являются Промысловско-Цубукский вал и Бузгинский блок, приуроченные к наиболее гипсометрически приподнятым его частям (глубины залегания фундамента 1,2-2км) и Камышанско-Каспийская ступень, объединяющая многочисленные структуры, развитые в пределах южного склона кряжа (глубины залегания фундамента 2,5-2,8 км). Другим тектоническим элементом на территории Калмыкии является Восточно-Манычский прогиб (северная его часть) с глубинами залегания фундамента до 5 км. Юго-западную часть территории, весьма ограниченную по площади, занимает северный склон Ставропольского свода.
Наиболее древним стратиграфическим подразделением, развитым в осадочном разрезе основных нефтегазоносных районов Республики (восточные части кряжа Карпинского и Восточно-Маныского прогиба), является триасовый комплекс. Наиболее полные его разрезы, сложенные карбонатными и красноцветными песчано-глинисто-эффузивными осадками, приурочены к Восточно-Манычскому прогибу. В пределах кряжа Карпинского установлен только красноцветный комплекс триаса, развитый здесь спорадически. Повсеместно породы фундамента или триаса перекрыты песчано-глинистыми осадками юры, продуктивными в основном в пределах Восточно-Манычского прогиба. Вышезалегающий песчано-глинистый комплекс нижнего мела развит по территории и продуктивен повсеместно. При этом, если в пределах Промысловско-Цубукского вала залежи газа и нефти приурочены в основном к отложениям альба, то в других районах кряжа Карпинского нефтегазоносность связана с апт-неокомом. В разрезе присутствуют также карбонатный комплекс верхнего мела, терригенно-карбонатные осадки палеоцен-эоцена и глинисто-песчаный комплекс Майкопа. Следует отметить, что в пределах Промысловско-Цубукского вала последние три комплекса в значительной степени эродированы, вплоть до полного выпадения из разреза. Завершается разрез рассматриваемой территории маломощными песча-но-глинистыми породами неогена.
На рассматриваемых территориях основной объем неразведанных ресурсов нефти и газа составляют высокодостоверные ресурсы категорий С3 и Д1 (более 90 %). Ресурсы в основном связаны с юрскими и нижнемеловыми отложениями, которые залегают на глубинах до 3 км (все ресурсы газа и 66 % нефти).
Основными перспективными объектами ГРР остаются нижнемеловые и юрские отложения. Триасовый комплекс - новый перспективный объект, подготовленный для освоения. В смежных районах Дагестана и Ставрополья эти отложения являются промышленно нефтегазоносными.
Роль вторичных преобразований пород верхнего
палеозоя для прогноза нефтегазоносности
нижней части осадочного чехла
Поскольку многие месторождения нефти и газа Предкавказья связаны с трещинными коллекторами, представляют известный практический интерес полученные материалы о трещиноватости отложений орогенного и геосинклинального комплексов пермо-триаса и палеозоя Восточного Предкавказья, которая оказывает существенное влияние на коллекторские свойства.
Многие исследователи придают большое значение трещинам и микротрщинам в породах, считая их основными путями перемещения нефти и газа. Для Восточного Предкавказья Е.С. Волконина выполнила следующие виды исследований.
1. Под микроскопом в шлифах были изучены размеры, типы и генерации микротрещин, характер их взаимоотношений между собой. По методике Е.М. Смехова, проведены подсчеты микротрещинной пористости, проницаемости и густоты микротрещин. Изучение этих параметров проводилось как в обычных шлифах, так и в шлифах большого формата, специально изготовленных для исследования микротрещиноватости пород.
2. Проведено просвечивание под люминесцентной лампой в свежих срезах и пришлифовках образцов, которые были отобраны из скважин, пробуренных на Величаевской, Прасковейской, Курган-Амурской, Русский Хутор, Зимняя Ставка, У рожайненской, Березкинской, Приманычской и других площадях, с целью изучения распределения и структуры битумоидов, характера их свечения в зависимости от генерации трещин. Проводились определения пористости и проницаемости горных пород.
По характеру взаимоотношения, времени и составу минерального заполнения микротрещин в глубокозалегающих отложениях Восточного Предкавказья с известной долей условности можно выделить четыре генерации трещин.
К первой генерации относятся микротрещины наиболее древнего заложения, заполненные кремнисто-кварцевым и кварцевым материалом. Они развиты преимущественно в геосинклинальных образованиях, причем особенно широко распространены в отложениях карбона и верхнего девона. Изредка они встречаются в орогенных отложениях.
Ко второй генерации отнесены микротрещины, заполненные кальцитом. Хотя они прослежены по всему вскрытому скважинами разрезу от пермо-триаса до верхнего девона, но в большинстве случаев более характерны для геосинклинальных образований. В орогенных отложениях кальцитовые микротрещины чаще всего встречаются в двух нижних пачках, имеющих пермский возраст.
Микротрещины третьей генерации заполнены битуминозным веществом. Они установлены как в геосинклинальных, так и в орогенных отложениях, но скорее всего имеют различный возраст, поскольку, по данным люминесцентных исследований, состав битумоидов, выполняющих трещины в геосинклинальных и орогенных толщах, неодинаков (см. ниже). В целом, однако, микротрещины третьей генерации пересекают микротрещины первой и второй генерации, а иногда проходят внутри их, рассекая заполняющий микротрещины кварцевый и кальцитовый материал.
Микротрещины четвертой, самой поздней генерации, являются открытыми или частично заполненными глинистым материалом и битумом. Они зафиксированы, в основном, в орогенном комплексе пород и пересекают под различными углами микротрещины первой, второй и третьей генерации, а нередко проходят внутри их, рассекая кварцевое, кальцитовое и битумное заполнение.
Микротрещины первой генерации. Микротрещины первой генерации развиты, в основном, в песчано-алевритовых отложениях геосинклинального комплекса среднего, нижнего карбона и верхнего девона. Значительно реже они встречаются в залегающих стратиграфически выше породах верхнего карбона - нижней перми, перми и пермо-триаса. Заполненные кварцем микротрещины достигают в длину 10-25 мм, редко более. Они относительно слабо извилистые, затухающие, ширина их колеблятся от 20 мкм до 0,1-0,5 мм. Преобладают микротрещины вертикальные и наклонные под различными углами и плоскости наслоения.
Микротрещины второй генерации. Микротрещины этой генерации, заполненные, как уже указывалось выше, кальцитом, наибольшим развитием пользуются в верхней части разреза геосинклинальных отложений (верхний карбон - нижняя Пермь) и в орогенных образованиях перми и пермо-триаса. Эти трещины располагаются горизонтально и под разными углами к слоистости пород. В отличие от предыдущих, трещины второй генерации довольно широко распространены и в карбонатных образованиях, при этом их морфология в значительной степени зависит от структуры пород. Так, в оолитовых и органогенно-детритовых разностях известняков кальцитовые микротрещины обычно короткие (4-6 мм), характеризуются слабой извилистостью, ширина их достигает 40-50 мкм. В пелитоморфных известняках микротрещины в основном прямолинейные, шириной до 20 мкм. В песчано-алевритовых породах кальцитовые микротрещины достигают в длину 10-15 мм, реже более. Они относительно слабо извилистые, затухающие, шириной от 20 мкм до 0,15 мм.
Микротрещины третьей генерации. Среди орогенных отложений микротрещины третьей генерации, заполненные, как уже указывалось, битуминозным веществом, пользуются широким распространением, особенно в песчано-алевритовых разностях пород. Микротрещины очень извилистые и, как правило, наклонены под разными углами к плоскости слоистости. Выполняющие микротрещины битумоиды под люминесцентным микроскопом характеризуются светло-голубыми, светло-желтыми, а местами, вдоль стенок микротрещин и в центральных частях, - темно-желтым и ярко-голубым свечением.
Среди карбонатных пород битумоиды, выполняющие микротрещины, люминесцируют светло-голубыми и светло-желтыми тонами. Наиболее густая сеть битумных микротрещин характерна для пятнисто-перекристаллизованных пелитоморфных комковатых и оолитово-детритовых доломитизирован-ных известняков. Трещины характеризуются большой извилистостью, часто ветвятся, то расширяются, то сужаются, образуя пережим. Местами они оконтуривают остатки раковин. Их раскрытость колеблется от 4-6 до 14-15 мкм. Иногда микротрещины неполностью заполнены битумом, который в этих случаях концентрируется вдоль стенок.
Следует отметить также широкое развитие в карбонатных породах стило-литов, выполненных глинистым и битуминозным веществом; ширина стило-литов нередко достигает 0,02-0,06 мм (Величаевская площадь, скв. 13, интервалы 3915-3918, 4070-4074 м; Урожайненская, Прасковейская, Зимняя Ставка, Русский Хутор, Колодезная и другие площади). Эти трещины и стилолиты, наряду с открытыми микротрещинами, могут служить путями миграции флюидов.
Битуминозные микротрещины часто пересекают кальцитовые и кварцевые, а нередко располагаются внутри их, обуславливая трещиноватость кварцевого и кальцитового выполнения трещин первой и второй генераций. Чаще такие явления наблюдаются в песчано-алевритовых породах, где средняя густота битумных микротрещин достигает 50-60 ед/м, несколько реже в карбонатных: здесь густота характеризуемых микротрещин составляет 30-40 ед/м.
В аргиллитах микротрещины третьей генерации встречаются несколько реже (их густота не превышает 25-30 ед/м), хотя сами породы обильно насыщены пятнистыми скоплениями светло-желтого и желтовато-коричневого битумоида и остатками измененного растительного детрита. Трещины прямолинейные, располагаются преимущественно горизонтально. Длина их составляет 6-20, иногда 25 мм.
В геосинклинальных образованиях битумные микротрещины характеризуются большой извилистостью и часто пересекаются между собой. Часть их располагается по сланцеватости пород, а другая - пересекает ее под разными углами. По наблюдениям на Курган-Амурской (скв. 1, интервал 3710-3720 м), Величаевской (скв. 13, интервал 4205-4206 м), Зимняя Ставка (скв. 75), Ортотюбинская (скв. 1 - параметрическая) и других площадях, микротрещины, имеющие длину от 5 до 15 мм и более, ширину 8-12, реже 20 мкм, заполненные битумоидом черного и темно-коричневого цветов, пересекаются серией тонких микротрещин, шириной 4-6 мкм, выполненных битумоидом светло-желтого и голубоватого свечения. Иногда эти микротрещины рассекают центральные и близконтактные с вмещающими породами части микротрещин, заполненных черным битумоидом. Приведенные материалы свидетельствуют о наличии по меньшей мере, двух разностей битумных микротрещин, различающихся как по возрасту, так и по составу заполняющих их битумов.
Микротрещины четвертой генерации. Микротрещины четвертой генерации открытые. Они установлены во всех литологических разностях пород орогенного комплекса, но наибольшей густоты достигают в доломитизированных известняках, мергелях и аргиллитах. Микротрещины характеризуются слабой извилистостью и разветвленностью, как правило, под разными углами наклонены по отношению к слоистости, часто пересекаются между собой и секут микротрещины, заполненные карбонатным материалом и битумоидами, что и дает основание считать их более молодыми образованиями. Открытые микротрещины обычно узкие: ширина их колеблется от 6 до 10 мкм, редко она достигает 12-16 мкм.
Как показало изучение шлифов керна скв. 13 на Величаевской, 5 и 17 - на Урожайненской площадях и скв. 8, 75 - на площади Зимняя Ставка, трещины в известняках, по мере обогащения их глинистым материалом, приобретают прямолинейность с одновременным увеличением густоты. В тех же скважинах и в скв. 8 на площади Русский Хутор установлено, что в детритовых органогенно-комковатых известняках микротрещины в разных направлениях пересекают остатки раковин и измененной растительной ткани. В детритовых известняках микротрещины короткие (4-6 мм). Они слабо извилистые или прямолинейные, затухающие, располагаются чаще всего параллельно слоистости, реже под небольшим углом к ней. Длина их колеблется от 2 до 30 мм, иногда более, раскрытость не превышает 16 мкм. Нередко микротрещины пересекают скопления измененного растительного детрита и пятна битуминозного вещества.
