ИКД
5013 Информационная
карта диссертации
04 кандидатская
05 докторская
5418 Исходящий номер.
дата.
 
5715 Язык
диссертации
 русский
5715 Инвентарный
номер
 
5409 Дата защиты
 2011‑11‑25 14:30
6444 Шифр научной
специальности
 25.00.12
7425 На соискание
степени
 кгмн
2061 Предствлено к защите:
61 Рукопись, в т.ч. научный доклад
52 Монография
43 Учебник
6147 Фамилия, Имя, Отчество соискателя
Надежкин Дмитрий Владимирович
Фамилия, инициалы
Ученая степень
Шифр научной специальности
6156 Научные руководители
Иванов М. К

6165 Официальные оппоненты
Лопатин Н. В
Круглякова Р. П

6255
дгмн

4662
дгмн
кгмн

6453

4626

5733 Кол‑во томов
5742 Кол‑во стр.
1
169
Номер тома
Кол‑во стр.

5751 Приложений
5787 Источников

145
5778 Таблиц
5760 Иллюстраций
20
69
Сведения об организации, в совете которой проходила защита
2457 Код ОКПО

2934 Телефон

2394 Телефакс

2754 Город
ауд. 829, геологический факультет МГУ
1332 Сокращенное наименование министерства (ведомства)

7452 Шифр совета
Д 501.001.40 
2151 Полное наименование организации
Д 501.001.40 
2358 Сокращенное наименование организации

2403 Код ВНТИЦ

2655 Адрес организации (индекс, республика, область, город, улица, дом)

Сведения об организации, в которой работает соискатль
2988 Телефон

3087 Телефакс

2781 Город

2187 Наименование организации
ФГУП Всероссийский научно‑исследовательский геологический нефтяной институт 
2385 Сокращенное наименование организации

2682 Адрес организации (индекс, республика, область, город, улица, дом)

9045 Наименование диссертации
Нефтематеринские свойства майкопских отложений и их роль в нефтегазоносности восточной части Черного моря 
9117 Реферат
Объект исследования и цель работы. Методы исследования и аппаратура. Теоретические и практические результаты и их новизна. Степень и эффективность внедрения. Область применения.
Актуальность работы. В последнее время Черное море привлекает особое внимание ведущих мировых научных центров и нефтяных компаний. Причиной столь повышенного интереса стали   
новые данные о строении и составе осадочных бассейнов глубоководной части Черного моря, а также прямые признаки нефтегазоносности осадочного чехла: газо‑, нефте‑ и гидратопроявления,   
развитие грязевых вулканов, повышенные концентрации метана в осадках и придонной воде и др. Важным обстоятельством является также то, что многие структуры суши в пределах   
прилегающего к Черному морю Крымско‑Кавказского региона, обладающие доказанной промышленной нефтегазоносностью и многочисленными нефте‑, газо‑ и битумопроявлениями, имеют   
непосредственное продолжение не только на шельфе, но и в глубоководной части Черного моря. Современные геофизические методы в некоторых случаях позволяют непосредственно проследить   
простирание отдельных осадочных толщь на десятки, и даже сотни километров вглубь черноморского бассейна.   
  
Однако, в настоящее время, мы не можем почти ничего сказать о составе и свойствах осадочных пород в глубоководной части Черного моря, о составе, степени преобразованности   
и нефтематеринском потенциале органического вещества (ОВ) этих пород, о флюидах (газ, нефть, вода), рождающихся в недрах этих осадочных бассейнов. До сих пор во всем этом   
огромном регионе не пробурено ни одной поисково‑разведочной скважины за пределами континентального шельфа. Это не позволяет изучить вещество осадочных пород в глубоководной   
части бассейна, сравнить его с одновозрастными отложениями суши и шельфа, более уверенно оценить перспективы нефтегазоносности бассейна в целом, опираясь, на данные сейсмики   
и геохимического моделирования и связать их геологическое строение с геологией прилегающей суши.   
  
Для оценки углеводородного потенциала и разработки стратегии поисковых работ в глубоководной части Черного моря исключительно важным и актуальным представляется исследование   
обломков пород грязевых брекчий глубоководных грязевых вулканов и любых углеводородных источников (газ, нефть, газовые гидраты) на дне моря, сравнение этих данных с результатами   
бурения и обнажениями на суше.   
  
Выделение в разрезе возможных нефтематеринских пород и изучение их геохимических характеристик является основой анализа нефтяных систем, без проведения которого в настоящее   
время невозможно осуществление геолого‑разведочных работ.   
  
Цель работы: установить закономерности изменения основных геохимических параметров ОВ олигоцен‑нижнемиоценовых отложений в пределах глубоководной впадины Черного моря с применением   
современных аналитических методов, используемых в органической геохимии. Выявить генетическую связь между поверхностными нефтепроявлениями и органическим веществом майкопских   
пород.   
  
Основные задачи исследования:   
  
1. Провести детальный анализ опубликованных данных по распространению, составу и геохимическим свойствам пород олигоцен‑раннемиоценового возраста в районе исследований.   
  
2. Определить возраст обломков пород в грязевулканических брекчиях, сравнить эти породы с одновозрастными отложениями в обнажениях и скважинах, составить коллекцию образцов   
майкопских пород для детальных геохимических исследований.   
  
3. Используя современные геохимические методики дать характеристику нефтегазоматеринских свойств майкопских отложений в пределах Центрально‑ и Восточно‑Черноморского региона.   
  
4. Установить закономерности изменения геохимических параметров ОВ майкопских отложений при переходе от территории суши к глубоководной части Черного моря.   
  
5. Провести детальные геохимические исследования с целью выяснения связи поверхностных нефтепроявлений в регионе с ОВ майкопских отложений.   
  
Научная новизна и практическая значимость. Впервые проведена попытка оценки нефтегазоматеринских свойств майкопских отложений в пределах глубоководной части Черного моря,   
основанная не на моделировании, а на детальном исследовании обломков пород вынесенных на поверхность дна грязевыми вулканами. Уникальные образцы майкопских пород детально   
изучены с использованием современных аналитических методов органической геохимии. Установлен характер изменения нефтегазоматеринского потенциала в пределах изучаемого региона.   
  
В результате изучения биомаркерного состава алифатической фракции углеводородов удалось проследить взаимосвязь между битумоидами нижнеолигоценовой части разреза майкопских   
пород и нефтями из сипов на дне Черного моря. Выявленная связь, а также наличие песчаных горизонтов в разрезе нижнего майкопа, дает основание ожидать скопления УВ непосредственно   
в породах майкопской серии в пределах Туапсинского прогиба.   
  
Практическая значимость работы заключается в том, что изменения геохимических свойств майкопских отложений в направлении от суши к глубоководному бассейну впервые основывается   
не только на интерпретации геологического строения, но и на прямых аналитических измерениях. Установленные закономерности распределения основных геохимических параметров майкопских   
отложений могут быть надежной основой для дальнейшего бассейнового моделирования отдельных частей Черноморского бассейна и расчетов масштабов генерации и миграции.   
  
В работе защищаются следующие положения:   
  
1. Нефтематеринский потенциал майкопских отложений увеличивается в направлении акватории Черного моря (минимальные значения характерны для Керченско‑Таманского прогиба, максимальные   
для  Западно‑Черноморского бассейна).   
  
2. Нижнеолигоценовая часть разреза майкопских пород характеризуется специфическими геохимическими чертами. Это дает возможность идентифицировать генетически связанные с ними   
углеводороды.   
  
3. Основной нефтегенерирующей толщей на изучаемой территории являются высокопотенциальные породы нижнего олигоцена.   
  
Фактический материал и личный вклад автора. Образцы нефтей и глинистых обломков из грязевулканической брекчии отбирались в ходе трех международных научно‑исследовательских   
рейсов на НИС "Профессор Логачев", НИС "METEOR" и НИС "MARIA S. MERIAN" при непосредственном участии автора. Также для решения поставленных задач были отобраны образцы в обнажениях   
майкопской серии Предкавказья и использован каменный материал и нефти, предоставленные лабораторией органической геохимии кафедры, а также А.М. Никишиным и А.А. Кичка и компанией   
"Роснефть".   
  
Были выполнены комплексные геолого‑геохимические исследования: определение возраста (51 обр.), пиролиз по методу Rock‑Eval (160 обр.), химико‑битуминологический анализ (горячая   
и холодная экстракция, 25 обр.), хроматографический анализ битумоидов и нефтей (15 обр.), хроматомасс‑спектрометрия насыщенной и ароматической углеводородных фракций битумоидов   
и нефтей (40 обр.). Весь комплекс геохимических исследований для данной работы выполнен автором самостоятельно в лабораториях кафедры и Нидерландского института морских исследований   
(НИОЗ). Изучение диноцист и определение возраста проводилось Н.И. Запорожец в ГИН РАН.   
  
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы опубликованы в научных статьях в реферируемых журналах: Organic Geochemistry (2008), Geochimica and Cosmochimica   
Acta (2008), Геология нефти и газа (2011), Вестник МГУ (Серия 4. Геология) (2011), а также в виде 13 тезисов докладов. Результаты исследований неоднократно докладывались на   
российских и международных конференциях: Ломоносовские чтения‑2007, International Conference and Post‑Cruise Meeting of the Training‑through‑Research Programme ‑2007 (Бремен,   
Германия), International Meeting on Organic Geochemistry  2007 (Торки, Великобритания), 2009 (Бремен, Германия), ВНИГНИ‑2011 и др.   
  
Объем и структура работы. Диссертация общим объемом 169 страниц состоит из введения, 8 глав и заключения, содержит 69 рисунков, 20 таблиц. Список литературы содержит 145 наименований.   
Диссертация выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ.   
  
Благодарность. Искреннюю признательность автор выражают научному руководителю заведующему кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых доктору геолого‑минералогических   
наук Иванову Михаилу Константиновичу. Отдельно автор благодарит сотрудников кафедры Э.А. Абля, Н.П. Фадееву, Н.Ш. Яндарбиева, заведующего кафедрой региональной геологии и   
истории Земли профессора А.М. Никишина и Н.И. Запорожец (ГИН РАН).   
  
Автор пользовался помощью и советами специалистов. С благодарностью хотел бы упомянуть Е.В. Козлову, А. Стадницкую, Н.В. Пронину, Е.В. Соболеву, Е.В. Сливко, И.М. Натитник,   
Т.Н. Корневу, В.Н. Блинову (Роснефть).   
  
Неоценимая помощь в предоставлении материалов для исследования была оказана А.А. Кичка и Г. Борманом.   
  
Написание работы было бы невозможно без постоянной поддержки Д.Ю. Надежкиной.   
  
Часть работы, вошедшая в диссертацию, была выполнена за счет средств гранта AAPG 2010 Grants‑in‑Aid Program (The Garth W. Caylor Memorial Grant).  
5436
Фамилия, инициалы
Должность
Уч. степень
Подпись МП
Руководитель организации
6111 
6311 
6210   кархн

Председатель
диссертационного совета
6264 
6320 
6462   кархн

5634 Индексы УДК
7434 Дата
7506 Входящий номер

5616 Коды тематических рубрик

5643 Ключевое слово