Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Дизъюнктивная тектоника и нефтегазоносность платформенных областей

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Дизъюнктивная тектоника и нефтегазоносность платформенных областей"

РГ6 од

На правах рукописи

МИГУРСКИЙ АНАТОЛИЙ ВИКТОРОВИЧ

ДИЗЪЮНКТИВНАЯ ТЕКТОНИКА И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПЛАТФОРМЕННЫХ ОБЛАСТЕЙ (НА ПРИМЕРЕ ЮГА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ)

04.00.17 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Новосибирск 1997

Работа выполнена в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС)

Официальные оппоненты:

Оппонирующая организация:

доктор геолого-минералогических наук, член-корреспондент РАН Ч.Б.Борукаев,

доктор геолого-минералогических наук, профессор Н.П.Запивалов доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик АН Республики Саха (Якутия) А.Ф.Сафронов

Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья (ВостСибНИИГГиМС, г.Иркутск)

Защита состоится чюы я 1997 г. в{£. час. на заседании диссертационного совета Д 002.50.04 при Объединенном институте геологии, геофизики и минералогии СО РАН, в конференц-зале. Адрес: 630090, Новосибирск-90, Университетский пр., 3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОИГГиМ СО РАН

Автореферат разослан "/V" и! А Я 1997 г.

Ученый секретарь диссерт д.г.-м.н.

диссертационного совета ^^^/С^ В.И.Москвин

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность. Проблема связи нефтегазоносное™ с дизъюнктивной тектоникой изучается около 150 лет. За это время установлены: приуроченность месторождений нефти и газа к зонам разломов, особенно к узлам их пересечений; влияние дизъюнктивной тектоники на седиментационные процессы, создание структурных ловушек; существование проводящих и экранирующих разрывов. Вместе с тем, до сих пор не исследованы особенности воздействия на онтогенез УВ кинематически различных дизъюнктивов, формирующихся в условиях тектонического растяжения, сжатия или сдвига. Практически полностью не изучено барическое воздействие на нефтегазоносность магматических процессов, при которых также происходит нарушение сплошности пород. Не исследована зависимость нефтегазоносности от соотношения во времени этапов активизации разломов и основных периодов нафтидогенеза (накопление нефтематеринских толщ, главные фазы нефте- и газообразования, генезис месторождений и их разрушение). Нет единой методики оценки воздействия разрывных нарушений на онтогенез УВ.

Применение новейших достижений дизъюнктивной тектоники в нефтяной геологии может помочь точнее выявлять соотношение нефтегазоносности и разломов в пространстве и времени для территорий различной степени изученности. Особенно это важно для юга Сибирской платформы, пережившего насыщенную тектоническими событиями историю, активные магматические процессы. На этом фоне, начиная с рифея, накапливались нефтематеринские толщи, шло образование УВ и их миграция, возникали, переформировывались и разрушались скопления нефти и газа, т.е. осуществлялся полный онтогенез УВ. В связи с этим, исследование воздействия разломов на нефтегазоносность на примере южной части Сибирской платформы, является актуальной научной проблемой, решение которой существенно повысит эффективность научного прогноза распределения месторождений нефти и газа как на рассматриваемой территории, так и в других регионах платформенного строения.

Цель исследований - повышение эффективности нефтегазопо-исковых работ в зонах влияния кинематически различных дизъюнктивов в условиях тектонических режимов растяжения, сжатия и сдвига в платформенных областях. Для ее достижения решались следующие задачи:

- определить воздействие кинематически различных разломов (раздвигов, надвигов, сдвигов и расколов) на структурные, седиментационные, магматические и флюидодинамические процессы;

- установить изменения в распределении скоплений УВ в различные периоды активизаций дизъюнктивной тектоники;

- оценить влияние различных разрывных нарушений на нефте-газоносность и их суммарный вклад в размещение скоплений УВ.

Решение этих задач позволило выделить в южной части Сибирской платформы новые первоочередные объекты нефтегазопо-исковых работ.

Материалы и методы исследований. В основе работы лежат материалы по тектонике и нефтегазоносности вулканогенно-осадочных ообразований, собранные автором в течение 25 лет в процессе полевых работ с изучением обнажений, описанием керна глубоких скважин в различных регионах Сибирской платформы, смежных Енисейского кряжа, Байкало-Патомского нагорья, бассейна Амадеус в Австралии. Были использованы первичная геолого-геофизическая информация ГГП "Востсибнефтегазгеология", "Енисейнефтегазгеология", "Ленанефтегазгеология", "Енисейгеофи-зика", Иркутскгеофизика", "Иркутскгеология", " "Красноярскгео-логия", "Якутскгеология", а также результаты тематических исследований по тектоническому строению, нефтегазоносности и влиянию на нее дизъюнктивной тектоники, проведенные в СНИИГГиМСе, ОИГГиМ СО РАН, ВостСибНИИГГиМСе, ВНИГРИ. ВНИГНИ, ГАНГ, ИГиРГИ, ИГ ЯНЦ СО РАН. МГУ и других организациях.

В процессе работы для исследуемых регионов построено свыше сотни тектонических, палеотектонических карт, схем, блок-диаграмм, геолого-геофизических профилей разных масштабов (локальных, зональных, региональных), в которых учтены данные свыше 1500 глубоких и колонковых скважин.

Для уточнения роли траппового магматизма в нафтидогенезе разработан метод определения интенсивности барического воздействия пластовых интрузий на продуктивные горизонты пород (Т). Он базируется на представлениях о гидростатическом механизме внедрения основной магмы, изложенном в трудах Дж.Робертса (1972), В.С.Попова (1973), С.А.Федотова (1984) и других исследователей. Параметр I зависит от степени раскрытия (\у) полости, занятой силлом, мощности надынтрузивной толщи пород (Н) и удаленности (Ь) от силла продуктивного горизонта

] = Н\у/Ь

С учетом идей Н.А.Кудрявцева (1963), В.П.Гаврилова (1975), В.К.Гавриша (1978), 1.Ьо\уе11 (1985) и других исследователей, личных наработок, предложен метод дифференцированной оценки воздействия разных разломов на нефтегазоносность.

Автором защищаются следующие основные положения.

1. Дизъюнктивная тектоника является одним из ведущих факторов онтогенеза УВ в платформенных областях. Нефтегазогеоло-гическое районирование на основе анализа дизъюнктивной тектоники

зависит от кинематики, размеров разломов и связи периодов их активизации с основными этапами нафтидогенеза Развитие раздвигов приводит к формированию осадочных бассейнов и создает предпосылки для генезиса нефтематеринских толщ, резервуаров различных рангов. Скопления УВ в это время концентрируются в центральных частях бассейнов. Надвиги, расколы вызывают латеральную миграцию флюидов и перераспределяют предшествующие скопления УВ. В условиях растяжения и сжатия в равной мере развиваются сдвиги, создающие зональные и локальные ловушки.

2. На юге Сибирской платформы связь нефтегазоносности с разломами прослеживается на протяжении всего позднепротерозойско-фанерозойского времени. Собственно формирование осадочного чехла и накопление основных нефтематеринских толщ началось в рифтогенных депрессиях (Байкало-Пагомская, Приенисейская, Ир-кинеево-Чадобецкая) рифей-вендского этапа развития. С этими же депрессиями связаны основные конседиментационные антиклинальные и частью неантиклинальные ловушки УВ. Создание пост-седиментационных антиклинальных и различных эпигенетических ловушек связано с разломами более поздних активизаций. Дизъюнктивной тектоникой определялись основные направления латеральной миграции флюидов на рубежах силур-девон (каледонское шарьяжеоб-разование) и пермо-триас (трапповый магматизм). Совокупная роль различных разломов должна учитываться при зональном и локальном районировании перспективных земель для поиска нефти и газа.

Сдвиги были активны и при растяжении, и при сжатии. Они обусловили полосное распределение земель повышенной перспективности. Ширина этих полос около 5 % от длины сдвигов.

3. Динамическое воздействие траппового магматизма на вмещающие породы проявилась в уплотнении в первую очередь продуктивных частей горизонтов коллекторов, в преимущественном от-жатии УВ от центральных частей крутых силлов к периферии, иногда к внутренним участкам пониженного барического воздействия. Об этом говорит приуроченность значительной части месторождений нефти и газа на юге Сибирской платформы к границам выклинивания двух крупных трапповых полей - Усольского и Ангарского силлов.

4. Перспективные зоны, пояса в пределах влияния кинематически различных разломов, пересекаясь между собой, создают узлы концентрации самых крупных скоплений УВ.

Научная новизна работы. Личный вклад. Работа является первым крупным для юга Сибирской платформы научным обобщением связей нефтегазоносности с дизъюнктивной тектоникой. Наиболее значимы положения в ней:

- впервые исследованы динамические аспекты влияния трап-пового магматизма на скопления УВ, доказано отжатие УВ от очаговых районов крупных пластовых тел к их периферии;

- детальный анализ морфологии локальных поднятий позволил установить генезис большей их части. К примеру, поднятия Собин-ское, Пайгинское имеют сдвиговую, Талаканское - раздвиговую, а Кытымское - надынтрузивную природу;

- предложена концепция крупномасштабных (десятки километров) шарьяжных смещений в зоне сочленения Сибирской платформы с Байкало-Патомским нагорьем;

- установлена близость процессов латеральной миграции флюидов при шарьяже- и траппообразовании;

- выдвинут и обоснован тезис о зависимости распределения скоплений УВ в алло- и автохтоне от положения детачмента (выше, внутри или ниже) основных нефтегазоносных комплексов пород.

Практическая ценность. Разработка новых критериев оценки перспектив нефтегазоносное™ платформенных территорий способствует увеличению эффективности поисково-разведочных работ. Обоснование крупномасштабных шарьяжных перемещений в сочленении Сибирской платформы с Байкало-Патомским регионом привело к увеличению площади Лено-Тунгусской провинции на 70 тыс.кв.км. Применение структурно-парагенетического анализа в Байкало-Патомском палеорифте с использованием анализа виргаций линейных дислокаций срывной природы позволило выявить крупную Чичикано-Нижнехамакинскую рифтовую ступень - новый перспективный объект поисков месторождений нефти и газа.

Практические рекомендации автора реализованы при количественных оценках начальных геологических ресурсов нефти, газа и конденсата на Сибирской платформе по состоянию на 01.01.83 г., 01.01.88 г. и 01.01.93 г. Они учтены в "Комплексной целевой научно-производственной программе ускоренной подготовки запасов нефти и газа на территории Сибирской платформы на 1986-1990 г.г. и до 2005 года", в "Программе ускоренной подготовки запасов нефти, природного газа и конденсата в Иркутской области на 19911995 гг." в ежегодных рекомендациях (с 1977 по 1987 г.г.) к планам геологоразведочных работ на нефть и газ на юге Лено-Тунгусской провинции и т.д.

Результаты исследований явились составной частью ряда отчетов СНИИГГиМСа, ГГП "Ленанефтегазгеология", "Иркутскгеофи-зика", в которых рекомендованы конкретные объекты для постановки нефтегазопоисковых работ. Часть рекомендаций (Талакан-ский объект, шарьяжная модель строения Байкало-Патомского региона) реализована в процессе нефтбгазопоисковых, структурно-

поисковых, региональных сейсморазведочных работ на территории деятельности ГГП "Ленанефтегазгеология", "Востсибнефтегазгео-логия", "Иркутскгеофизика".

Автор участвовал в составлении карт тектонического районирования, нефтегазоносности Сибирской платформ (1976-1995 гг.).

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на научных и рабочих совещаниях, конференциях, семинарах, посвященных тектоническим (Тюмень, 1975, Москва, 1993, 1995, Санкт-Петербург, 1994, Новосибирск, 1994), неотектоническим (Новосибирск, 1981), флюидодинамическим (Ашхабад, 1987) исследованиям осадочных бассейнов, влиянию траппового магматизма на нефтегазоносность осадочного чехла (Новосибирск, 1980), проблемам геологии и полезных ископаемых Сибири (Иркутск, 1979,1992, Томск,1983, Якутск,1983, Новосибирск, 1990), напряжениям в литосфере (Москва, 1994), новым идеям в науках о Земле (Москва, 1997).

Результаты работы апробированы на Ученом совете СНИИГГиМСа и научно-технических советах ГГП "Иркутск-геофизика", "Ленанефтегазгеология", на приемке материалов в Pacific Oil and Gas Pty Limited (Австралия) при защите отчетов по тематическим исследованиям, в рамках которых они разрабатывались.

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 3 коллективных монографиях и в 40 статьях. Всем защищаемым положениям отвечают циклы опубликованных работ. Из них в список литературы внесены самые полные и важные.

Структура работы. Диссертация состоит из 5 глав общим объемом 228 стр. текста, 2 таблиц, 69 рисунков, 5 приложений и списка литературы, который включает 524 опубликованных и 14 фондовых работ.

Работа выполнена в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС) на первом (15 лет) этапе под руководством доктора г.-м.н., профессора, академика РАЕН В.С.Старосельцева и академика РАН А.Э.Конторовича. Их внимание и интерес к исследованиям автора с обсуждением основных положений и разработок продолжались и далее и способствовали тщательности изучения и большей ясности в понимании сути проблемы. За все это, а также за терпимость при возникновении разногласий автор выражает им глубокую признательность. Выполнению работы в значительной мере способствовали советы, критические замечания академиков РАН В.С.Суркова,

A.А.Трофимука, Н.В.Черского, чл.-корр. РАН Ч.Б.Борукаева, докторов г.-м.н. П.М.Бондаренко, И.П.Варламова, В.Н.Воробьева,

B.В.Гайдука, Ф.Г.Гурари, Д.И.Дробота, В.А.Каштанова, М.М.Ман-дельбаума, Н.В.Мельникова, К.И.Микуленко, И.Д.Поляковой,

Г.Г.Ремпеля, Г.С.Фрадкина, Г.Г.Шемина, кандидатов г.-м.н. С.Л.Арутюнова, В.И.Вожова, В.В.Гребенюка, М.П.Гришина, Н.К.Губиной, Т.А.Дивиной, А.О.Ефимова, Л.И.Килиной, А.И.Ларичева, В.МЛебедева, М.В.Лебедева, В.Б.Леонтовича, П.А.Патрикеева, А.М.Пустыльникова, А.А.Растегина, В.С.Ситникова, П.Н.Соболева, Л.Е.Старикова, Г.Ф.Степаненко, А.И.Сурнина, В.А.Топешко, Н.В.Умперовича, В.Б.Хмелевского, А.В.Хоменко, Л.С.Черновой, геологов Л.А.Кроль, М.И.Муратова, Н.И.Муратова, А.В.Паршина, Г.Ф.Попелухи, А.А.Салихова, А.Я.Хлебникова, Е.В.Филатовой и других исследователей. Автор им всем искренне благодарен. Особую признательность хотелось бы выразить П.К.Мазаевой, в творческом содружестве с которой автор проработал свыше 20 лет.

Большая помощь в оформлении материалов была оказана инженерами В.Ю.Богатовой, О.Г.Рыльским, ведущим инженером Г.Н.Кулишом, картографами В.А.Виншу, И.Н.Каряновой, И.В.Филатовой, Т.В.Чупахиной и Н.Е.Шарифовой. Им, а также остальным коллегам, в той или иной мере способствовавшим появлению на свет работы, большое спасибо.

ГЛАВА 1. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕНИЯ СВЯЗЕЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОСГИ С ДИЗЪЮНКТИВНОЙ ТЕКТОНИКОЙ

В числе первых геологов, связавших нефтегазоносность с тектоническими нарушениями и вулканизмом, был российский академик Г.В.Абих. Его идеи использованы О.Г.Романовским (1866), Д.И.Менделеевым (1877), А.П.Ивановым (1903). В 1887 г. А.П.Павлов выделил в Урало-Поволжье субширотный Жигулевский разлом, проходящий через район с известными выходами нефти и дал прогноз - "весьма вероятно, что детальные геологические изыскания вдоль намеченного мною пути дислокационной трещины приведут к открытию еще большего количества месторождений нефти и асфальта, и связь их с дислокационной трещиной будет подтверждена фактически"(цит. по Губкину, 1950, с.532). И, как отметил И.М.Губкин (там же) - "открытие нефтяных месторождений возле Сызрани и в Жигулях (в Яблоновом овраге на самом берегу Волги) подтвердило этот прогноз Павлова".

За рубежом указания на связь скоплений УВ с участками повышенной нарушенности содержатся в работе Э.Б.Эндрюса 1861 года (Хант,1982), в ряде статей Ю.Коста и других исследователей конца 19 - начала 20 века.

С 20-х годов нашего столетия начинают изучаться закономерности в распределении структур в зонах разломов. Это течение зародилось в Калифорнии, где была доказана связь складок с разло-

мами сдвиговой природы. На важность реконструкции генезиса складчатых структур для нефтеразведчиков уже в 1924 г. указывали Р.Фергюсон и К.Уиллис.

В районах покровной тектоники Ирана установлено латеральное разобщение поверхностных источников УВ и питающих их месторождений (Компания..., 1959). Оно обусловлено миграцией УВ вдоль пологих надвигов и достигает километров.

При обосновании нефтепоисковых работ на Сибирской платформе В.М.Сенюковым (1938), видимо, впервые в мире обращено внимание на роль траппов в создании путей миграции и ловушек для формирования скоплений УВ.

Начиная с 40-х годов возрастает количество работ, посвященных роли дизъюнктивной тектоники в нефтяной геологии (Порфирьев,1941; Апресов,1947). Основная доля среди них в 50-60-е годы принадлежит сторонникам неорганического происхождения нефти (Н.А.Кудрявцев, П.Н.Кропоткин, В.Б.Порфирьев, Г.Н.Доленко и др.). С разломами связываются основные перетоки УВ вверх по разрезу, выявлено их структуроформирующее значение, влияние на коллекторские свойства продуктивных пластов (трещиноватость, контроль рифогенных тел и др.).

Растущая в 50-60-е годы пропаганда идей глубинного генезиса нефти вызвала ответную реакцию большинства геологов-нефтяников с критикой, часто весьма резкой, основных положений данной гипотезы. В пылу полемики некоторые исследователи (Крылов,1967; Двали,1968; Калинко,1968; Нестеров,1969 и другие) отвергли не только представления о зарождении УВ в мантии Земли, но и наличие связей между скоплениями нефти и газа и разломами.

Однако большинство сторонников органического происхождения нефти пришло к пониманию роли разломов в нефтегазопоис-ковом процессе (Гурари и др.,1966; Горин, Буниат-3аде,1967; Дизъюнктивная...,1970 и др.).

Качественно новый этап в изучении воздействия дизъюнктивной тектоники на нефтегазоносность начинается в 70-е годы и продолжается до настоящего времени. В 1970 г. Х.Хедберг (Hed-berg,1970) и несколько позже Т.Томпсон (Thompson, 1976) исследовали размещение нефтяных провинций в рамках тектоники плит и показали тяготение основных скоплений УВ на Земле к окраинам континентов - зонам аномальной насыщенности разрывными нарушениями. В это же время О.Г.Сорохтин и др.(1974), У.Диккинсон (Dickinson, 1974) объяснили высокую продуктивность древних и современных активных окраин континентов (Персидский залив, Волго-Уральская область и др.) за счет поглощения мощных осадочных толщ в зонах субдукций, их разогревом, интенсивной гене-

рацией УВ, повышением пластовых давлений и отжатием флюидов вверх по восстанию пород - в сторону краевых прогибов.

Особо следует подчеркнуть открытие целого направления в нефтяной геологии - явления тектоно-сейсмической активизации УВ. Большой вклад в его разработку внесла школа сибирских геологов (А.А.Трофимук, Н.В.Черский, Н.В.Царев и др.). По предложению А.Э.Конторовича (Непско...,1986), данное явление названо механокатагенезом. Появление этого направления позволило снять многие вопросы генезиса и миграции УВ, неразрешимые в рамках статической геологии.

Однозначный вывод о важнейшей роли дизъюнктивной тектоники в размещении месторождений нефти и газа с позиций органического происхождения УВ дан В.П.Гавриловым (1972,1975,1978), Л.Н.Розановым и др.(Особенности...,1974), В.К.Гавришем (1978), Р.Н.Валеевым (1978) и др.

Определенный интерес представляют региональные исследования соотношения нефтегазоносное™ и дизъюнктивов, выполненные в последние годы (Шарданов, Гончаров, 1981; Горелик, Синичка, 1986; Салаев, Кастрюлин, 1986; Малышев, 1986; Летавин, Перерва, 1987; Башилов, Куприн, 1995). В них обычно подчеркнуты отдельные аспекты дизъюнктивной тектоники (структурообразующая роль, аномальная термика, флюидопроводность, время активизаций разломов, их ориентировка по отношению к региональным структурным элементам и др.), самые важные, по мнению авторов, и часто не получают должного освещения другие не менее существенные параметры.

Общей тенденцией для отечественной и зарубежной наук является углубление специализированных исследований по отдельным разделам дизъюнктивной тектоники - связь нефтегазоносное™ со сдвигами (Moody, 1973; Harding, 1973;1974;1976; Рождественский, 1976,1991; Хуснутдинов, Яхимович, 1979; Грамберг, Супруненко, 1995 и другие), с рифтами (Афанасьев, 1977; Сурков, Жеро, 1981; Триасовая..., 1982; Сурков, 1986; Закономерности..., 1984; Harding, 1984; Grunau, 1990 и другие), с шарьяжами (Gries, 1983; Pratsh, 1985; Шарьяжные...,1987, Хаин, Соколов, 1990 и другие) и с расколами (Трапповый..., 1983; Влияние..., 1989; Старосельцев, 1989; Конторо-вич,Хоменко, 1995).

На существование связи скоплений УВ с разломами в пределах юга Сибирской платформы было обращено внимание еще в 60-х годах (Замараев, Кузнецов, 1961; Кудрявцев, 1963; Савинский, Са-винская, 1965). Позднее эта связь отмечалась в работах С.Д.Гемпа, В.А.Ескевича (1971), А.Н.Терещенко (1972), Г.В.Рязанова (1973), В.С.Ситникова (1980) и других исследователей. Кроме установленных пространственных связей месторождений УВ с зонами разло-

мов, изучался контроль разрывными нарушениями различных эпигенетических процессов, влиявших на строение залежей, расчленение их на блоки, разрушение и т.д. (Эпигенетическая..., 1977; Сахиб-гареев, 1985,1989; Гурова и др., 1988 и другие). Начиная с конца 70-х годов анализу соотношения нефтегазоносности с зонами основных разломов был посвящен и ряд наших работ (Мигурский, 1985,1994; Мигурский, Мазаева, 1980,1989; Мигурский, Старосельцев, 1987, 1989а,б,1993; Мегакомплексы..., 1988 и др.). Но до сих пор нет сводной итоговой работы, нет полноты в представлениях о влиянии разломов на седиментацию, магматизм, генерацию, миграцию и аккумуляцию УВ, формирование разнообразных типов ловушек и др.

ГЛАВА 2. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О РОЛИ РАЗЛОМОВ В СТРОЕНИИ ПЛАТФОРМЕННЫХ ОБЛАСТЕЙ

В последние три-четыре десятилетия изучение дизъюнктивной тектоники переживает настоящий "бум". Во всем мире проводятся детальные полевые исследования разломных зон как на континентах, так и в океанах, моделируется их динамика, всесторонне изучается парагенез структур, масштабный фактор, роль разломов в седиментации, магматических процессах, миграции флюидов, различные термо-, баро-, электро-, сейсмо-, химико-физические и другие эффекты. Установлено их влияние на структурные и вещественные аспекты формирования осадочных пород, изменчивость этого влияния во времени.

2.1. Структурный аспект

Строение разломных зон. В настоящее время признано, что разломы - это объемные тела с высокой степенью дислоцированно-сти пород относительно смежных стабильных блоков. В них можно выделить "область активного динамического влияния разломов (ОАДВР), под которой следует понимать часть окружающего пространства, на котором проявляются остаточные деформа-ции"(Шерман и др.,1983,с. 11).

С.А.Несмеянов и др.(Тектонические...,1982,с.20) в разломную зону включают магистральный разрыв, подзоны дробления и мило-нитизации, а также "расположенные между ветвящимися сместите-лями целики нераздробленных пород, часто именуемые тектоническими клиньями". По сути это определение близко ОАДВР.

Предложенные определения разломных зон касаются только активных дислокаций. Мне же представляется, что гамма тектонических последствий проявления дизъюнктивной тектоники много богаче. Зоны разломов и после затухания своей активности продолжают оказывать влияние на строение пород. Оно проявляется в формировании структур облекания, избирательности денудацион-

ных и карстовых процессов, проявлениях экзогенной тектоники. Поэтому, к разломной зоне будем относить все дислокации (тектонические и экзотектонические), входящие в единую область структурного преобразования пород и прямо или опосредованно связанные с дизъюнктивной тектоникой.

Кинематика дизъюнктивов. Еще в сороковых годах Е.М.Андерсон разработал теоретические основы формирования разрывов в поле тектонических напряжений Земли, обосновал выделение четырех главных типов, три из которых обусловлены относительным перемещением блоков литосферы:

- сбросы (вертикальным является максимальное напряжение сжатия, остальные два главных напряжения горизонтальны) имеют наклонную, часто выполаживающуюся с глубиной (листрическую) поверхность смещения. Сбросы развиваются преимущественно в условиях раздвига (растяжения) литосферных плит, блоков - рифтогенеза, спрединга;

- взбросы, надвиги (ориентированным вертикально является максимальное растягивающее напряжение, остальные главные напряжения горизонтальны), также с наклонной поверхностью, но с глубиной, в региональном плане, их крутизна в основном нарастает. Взбросы и надвиги преобладают в обстановках схождения (сжатия) литосферных плит и блоков - коллизий, субдукций или обдукций;

- сдвиги (вертикально промежуточное напряжение, два других главных напряжения горизонтальны) характеризуются субвертикальной поверхностью смещения. Сдвиги в равной степени присущи как режимам растяжения, так и режимам сжатия, развиваются в основном на флангах движущихся плит, блоков.

В случаях наклонного положения главных тектонических напряжений относительно поверхности Земли возникают переходные типы разрывных нарушений между сбросами или взбросонадвигами с одной стороны и сдвигами с другой.

Многие сбросы, надвиги меняют углы наклона поверхностей смещения до субгоризонтальных, формируя срывные структуры -оползни, шарьяжи, и приводят в итоге к тектонической расслоенно-сти литосферы. Все перечисленные типы разрывов в массе своей имеют сколовую природу.

К четвертому типу отнесены разрывные нарушения, возникающие при различных инъективных процессах магматического или кластического материалов. В данных случаях генерируются тела под воздействием аномально высоких напряжений, заключенных в самом внедряющемся материале. Происходит расщепление вмещающих пород подобно действию клина. Разрывы, выполненные магматическим или обломочным материалами, объединены ниже термином расколы.

Парагенезы дислокаций. Зоны разломов разной кинематики отличаются своими только им присущими наборами пликативных и дизъюнктивных дислокаций и особенностями проявления их в плане и по разрезу.

Главным структурным выражением тектонического режима растяжения является система рифтогенных структур. Набор осложняющих дислокаций в их зонах не очень обширен - это в основном блоковые структуры, называемые полуграбенами, моноклинальными блоками, односторонними горстами или грабенами (Кучерук,Алиева, 1981; Закономерности...,1984; Harding,Lowell,1979; Harding,1984). Все эти термины из-за своей нечеткости - полуграбены, односторонние грабены часто представляют собой полугорсты, односторонние горсты, или громоздкости (моноклинальные блоки) неудобны в использовании. Поэтому мною предлагается термин "блококлиналь", подчеркивающий блоковую природу структур, их наклонное положение.

Определяющую роль в рифтах играют продольные разрывы, создающие ступенчатое (телескопическое) строение с увеличением амплитуды погружения пород к центральным частям рифтов. В строении ступеней рифтовых плечей отчетливо проявляется осевая симметрия (Зоненшайн и др.,1981). Системой поперечных и косых (диагональных) разрывов к оси эти ступени разбиты на ряд относительно приподнятых и опущенных блоков с клавишным рисунком строения.

Резко отличается от предыдущего парагенез структур тектонического режима сжатия. Его главными составляющими являются линейные складки, взбросы, надвиги и шарьяжи, создающие протяженные пояса по периферии платформ. Анализ дислокаций в различных регионах мира - Альпах (Руттен,1972), Скалистых горах (Lowell,1985), Урале (Казанцева, 1987) и других складчатых областях показывает, что по степени и характеру напряженности структур, метаморфизму и формационному составу пород в их пределах выделяются корневая и внутренняя (соответствуют эвгеосинклиналям), чешуйчато-надвиговая (чаще развита в миогеосинклиналях) и складчато-надвиговая (сложена платформенными формациями) зоны.

Все линейные дислокации вниз по разрезу ограничены единой поверхностью срыва, имеющей ступенчатое строение - в горизонтах пластичных пород она субпараллельна слоистости, а при переходе к жестким пластам пересекает их под крутыми углами (Butler, 1985; Lowell, 1985). Важной чертой строения поверхности срыва является ее гипсометрический и стратиграфический подъем при удалении от корневой зоны вплоть до выхода на дневную поверхность во фронтальной части.

В периоды тектонических растяжений и сжатий в равной мере развиваются сдвиговые (трансформные') нарушения. По данным

Х.Бениоффа (1966), они составляют около 75 % всей массы разломов. В парагенез сдвиговых дислокаций входят структуры скола, растяжения и сжатия. Вначале развиваются синтетические и антитетические сколы. Первые из них ориентированы под острыми (1530°) углами к поверхности магистрального разрыва и направлены навстречу движущимся блокам. Они имеют тот же знак смещения, что и основной разлом. Вторые субперпендикулярны магистральному разрыву и имеют знак движения, противоположный главному смещению. В парагенез сдвиговых структур входят складки волочения брахиантиклинальной формы, косо ориентированные к плоскости магистрального разрыва, но вытянутые по движению блоков. Кроме них, в этих же зонах присутствуют трещины отрыва, поперечные складкам волочения. На поздних этапах развития сдвигов возможно появление продольных и обратных косых синтетических сколов (Стоянов, 1977; Sylvester, 1988). Все отмеченные дислокации относительно поверхности магистрального разрыва располагаются кулисообразно - это весьма четкий признак сдвигов.

Парагенезы дислокаций, связанные с расколами, многообразны и обусловлены строением интрузивных тел, отличающихся большой морфологической изменчивостью. С пластовыми интрузиями (силлы, лакколиты) ассоциируются надынтрузивные изгибы вмещающих пород. Их строение в плане, размеры и амплитуды зависят от морфологии и мощности интрузий. С дайковыми телами часто связаны "околотрапповые" синклинали (Оффман,1959). К образованиям центрального типа (штоки, некки, трубки взрыва, кольцевые интрузии) приурочены различные положительные и отрицательные вулкано-тектонические структуры.

Иерархия дизъюнктивов. А.В.Пейве (1945), а затем В.Е.Хаин (1973), В.К.Гавриш (1978) предложили называть относительно неглубокие коровые дизъюнктивы разрывами, чтобы отличать их от глубинных разломов. Целесообразность выделения разломов, разрывов и трещин подчеркивалась С.А.Несмеяновым и др.(1982).

Деление дизъюнктивов на планетарные, генеральные, региональные, локальные и т.д. предлагалось многими учеными (Хаин, 1973; Шерман,1977,1991; Лобацкая,1987 и др.), однако четких формальных критериев для этого деления до сих пор нет. Некоторое исключение в этом плане представляет классификация С.А.Несмеянова и др.(Тектонические..,1982), в которой разрывы по длине на рубеже в 100 км разделены на локальные и региональные, поскольку в интервале 80-100 км фиксируется скачкообразное сокращение их количества и резкое нарастание амплитуд смещения. Следовательно, на этом рубеже происходит качественная перестройка в распределении и строении разрывных нарушений.

Величина в 100 км при оценке средних размеров блоков литосферы (всего измерено более 500 блоков) получена и М.А.Садовским (1979). Вероятно, этот рубеж в значительной мере обусловлен мощностью верхней жесткой части литосферы. В частности, по данным В.С.Суркова и др.(Мегакомплексы...,1987,с.16), в пределах Сибирской платформы "крупные блоки литосферы уравновешены на глубине 100 км".

В свете теории академика М.А.Садовского (1979) о существовании качественной делимости (кусковатости) природных тел и процессов, В.И.Кузьмин, В.Д.Наливкин (1991) обосновывают размерность интервалов делимости, кратную или близкую числу е (основанию натуральных логарифмов), равному 2,7. По их данным, этой размерности подчиняются и геологические процессы и объекты - гранулометрия, размеры тектонических структур, в том числе, видимо, и дизъюнктивов.

С учетом существования качественных изменений дизъюнктивов на рубеже 100 км и интервальной размерности 2,7 мною предлагается шкала иерархии разрывных нарушений. В ней для удобства округлены расчетные значения границ между различными категориями дизъюнктивов. В классификации выделяется ряд рубежей (100 км, 100 м, 100 мм), кратных 1000 и имеющих межуровневое значение (разломы-разрывы-трещины-микротрещины). Каждый из этих уровней разбивается на семь порядков.

2.2. Вещественный аспект

Различные формы проявления дизъюнктивной тектоники (раздвиги, надвиги, сдвиги, расколы) по-разному воздействовали на процессы магматизма, седиментации и эпигенеза. Обусловлено это разными объемами механической и тепловой энергии, выделяемых при активизации дизъюнктивной тектоники, различиями в направленности рельефообразующих движений - преимущественно нисходящих в условиях растяжения и восходящих при сжимающих напряжениях.

Магматизм в рифтовых структурах представлен главным образом щелочно-базальтовыми и базальтовыми породами. Однако не редок и бимодальный магматизм с увеличенными объемами основных и кислых магм и с подчиненным содержанием производных среднего состава. Преобладающим типом интрузий являются дайки. Они группируются в пояса, вытянутые по простиранию рифтов.

В обстановках сжатия магматизм более разнообразен и существенно меняется вкрест простирания складчатых областей. В корневой и внутренней зонах, наряду с интрузиями основного, ультраосновного составов, широко распространены граниты, гранодиори-ты. Нередко встречаются щелочные породы. Интрузии образуют

батолиты, штоки и другие тела неправильной формы. Чешуйчато- и складчато-надвиговые зоны в основном лишены сингенетичных продуктов магматизма.

Магматические тела в зонах сдвигов имеют изометричные, реже линейные формы - трубки взрыва, кольцевые тела, различные вулканотектонические постройки. Состав пород в основном щелоч-но-ультрабазитовый, базитовый.

Изменчивость состава магматических пород, строения интрузивных тел в рассмотренных тектонических обстановках может найти объяснение в различной глубинности разных типов разломов и, главное, в ориентировке оперяющих трещин растяжения. Для обстановок сбросообразования типичны субвертикальность трещин отрыва, их вытянутость по простиранию сбросов, небольшой размах по вертикали. Взбросонадвигам присущи субгоризонтальные трещины отрыва. В сдвигах трещины отрыва ориентированы косо к магистральным разрывам, имеют большую глубину заложения, соизмеримую с глубиной самих сдвигов.

Итак, самые благоприятные условия для поступления магмы с глубинных уровней к дневной поверхности существуют в зонах сдвигов. В узлах пересечения последних и в их транстенсиональных участках субвертикальная проницаемость флюидов существенно облегчается. Зоны сбросов благоприятны для формирования субвертикальных протяженных даек неглубокого заложения. В районах развития взбросонадвигов следует ожидать формирование субгоризонтальных пластовых интрузий.

Воздействие дизъюнктивной тектоники на процессы седиментации проявляется на формационном и фациальном уровнях.

Развитие рифтогенеза чаще всего происходит по следующей схеме - на фоне широкого сводового поднятия, инициированного термальными процессами в мантии, образуется пологий прогиб с накоплением аллювиально-озерных отложений. В дальнейшем, по мере развития сбросов, появления блококлиналей, грабенов, горстов осадки становятся грубозернистыми, и чем контрастнее блоко-вость, тем большую грубообломочность приобретают осадки. Для начальных этапов отмечается преобладание красноцветности и незрелость состава пород.

При переходе континентальных рифтов в стадию развития океанической коры (тектонотип Красное море) возможно накопление мощных соленосных толщ, а позднее нормально морских терри-генных и карбонатных пород. С увеличением размеров бассейнов до океанических появляются отложения континентальных окраин, представленные глинисто-сланцевыми, флишевыми, кремнисто-вулканогенными толщами.

Повышенная термальная активность рифтов, связанные с ними истечения глубинных флюидов, наряду с хорошей фильтрацией вод на участках расчлененного рельефа, весьма благоприятны для пышного расцвета органической жизни. Даже "в безжизненных пустынях пелагиали океана близ гидротерм возникают настоящие оазисы жизни, где биомассы достигают десятков и сотен килограммов на квадратный метр" (Лисицын и др.,1990,с.236).

Шарьяжеобразование сопровождается горообразованием. Седиментация в это время отмечается только перед фронтом движущихся тектонических покровов в основном за счет их разрушения. Это приводит к формированию краевых бассейнов. Они отличаются специфичностью набора формаций и резкими их изменениями в плане. Главным их признаком является широкое развитие молассовых формаций в основном терригенного состава различной размерности -от грубообломочной до тонкозернистой. Характерно присутствие оли-стостромов. Во многих случаях совместно с молассами накапливаются карбонатные, рифогенные и соленосные, либо угленосные формации.

Сдвиговые нарушения не оказывают заметного влияния на распределение формаций. Этого нельзя сказать, однако, о фациях. Влияние на них обусловлено достаточно высокой степенью расчлененности рельефа в зонах сдвигов.

Проведенный анализ показывает наличие связей между составом осадочных пород и разломами. "Сколь бы малы ни были тектонические движения, они немедленно сказываются на изменениях рельефа. Тесная связь седиментогенеза с рельефом и рельефа с тектоникой приводит к тесной зависимости состава горных пород и строения осадочных толщ от их тектонического положения" (Каледа,1985,с.8).

Флюидодинамика. Особенно сильное воздействие на динамику флюидов, в том числе и УВ, дизъюнктивы оказывают в периоды своей активности при возбуждении сейсмических процессов. Характер движения флюидов зависит от кинематики разломов.

Сбросы сопровождаются увеличением пустотного пространства в коллекторах и покрышках за счет создания новых и раскрытия ранее существоваших трещин (эффект дилатансии). Непосредственно в зонах разрывов преобладает субвертикальная миграция флюидов, а в плане происходит их перераспределение от периферии к внутренним участкам рифтов с одновременным снижением пластовых давлений.

При шарьяжно-надвиговых процессах картина обратная - преобладает отжатие флюидов из центральных зон складчатых областей к их периферии (Ру1е,КегпсЬ,1985; ОНуег,1985). Субвертикальная миграция не характерна.

В сдвиговых нарушениях распределение напряжений более сложное, мозаичное, имеются участки сжатия и растяжения, контролирующие миграцию флюидов. Направление движения флюидов на смежных участках может быть несогласованным и даже противоположным.

Расколы, из-за аномально высоких давлений интрудирующих масс, приводят к отжатию флюидов из вмещающих пород к периферии и за пределы интрузий.

2.3. Временной аспект

По времени активизации все разрывные нарушения можно разделить на до-, кон- и постседиментационные относительно рассматриваемого нефтегазоносного комплекса (НГК). Несомненно, что они по-разному влияли на строение резервуаров и онтогенез УВ.

Доседиментационные дизъюнктивы обнаруживали себя аномальной расчлененностью рельефа основания НГК. В начале трансгрессии моря этот рельеф обусловливал повышенную динамику водной среды и контролировал гранулометрию осадков, создавая мозаичное строение базальных горизонтов НГК в зонах разломов. Влияние структур облекания на состав и мощность отложений может достигать десятков-сотен метров вверх по разрезу.

Конседиментационные дизъюнктивы (в основном сбросы и сдвиги), подобно доседиментационным, создавали аномальную контрастность топографии дна бассейна осадконакопления, высокую динамику воды и осадков. Кроме того, с ними связаны конседиментационные структурные ловушки, повышенные тепловые потоки, истечение глубинных флюидов. Эти факторы обеспечивали бурный расцвет жизни, в том числе рифообразующих организмов, приводя к обогащению органическим веществом сингенетичных пород и формированию нефтематеринских толщ.

Постседиментационные нарушения представлены преимущественно надвигами, шарьяжами и синхронными с ними сдвигами. Они деформируют исследуемый НГК на всю мощность. Однако воздействие на него различных кинематических типов разломов проходило по-разному.

Процессы шарьирования, надвигообразования, осуществляемые в условиях преобладания сжимающих напряжений и выделения огромных количеств энергии - тепловой, сейсмической и других видов, приводили к явлениям механокатагенеза, интенсифицировали скорость созревания УВ и, главное, их миграцию и аккумуляцию. Перемещения покровов сопровождались расчленением, смещением отдельных блоков первичных структур, разрушением и перераспределением залежей нефти и газа. Создавались новые ловушки, включая крупные валообразные дислокации над поверхностью срыва.

Высокая тектоническая активность, усиление процессов миграции благоприятствовали заполнению этих ловушек, видимо, сразу после их становления.

Отмеченные закономерности онтогенеза УВ в кон- и постседи-ментационных разрывах существенно искажались в зонах сдвигов, которые, из-за своих высоких экранирующих свойств и присутствия локальных участков сжатия и растяжения, были весьма благоприятны для контроля месторождений нефти и газа.

Роли кон- и постседиментационных разломов в нафтидогенезе, вероятно, соизмеримы в формирования месторождений нефти и газа. Первые из них оказывали существенное воздействие на вещественный состав НГК - накопление нефтематеринских толщ, создание резервуаров, литологических, стратиграфических и структурных (конседиментационных) типов ловушек. Вторые затрагивали в основном структурную и флюидодинамическую стороны онтогенеза УВ. На фоне этих разломов явно подчиненную роль играли доседи-ментационные нарушения, оказывавшие влияние только на строение базальных горизонтов НГК.

ГЛАВА 3. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О СТРОЕНИИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮГА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

Южная часть Сибирской платформы включает Байкитскую и Непско-Ботуобинскую антеклизы, Присаяно-Енисейскуго синеклизу, Ангаро-Ленскую ступень, Предпатомский региональный прогиб и Катангскую седловину. В ней открыто около четырех десятков месторождений нефти и газа, в числе которых есть крупные и уникальные по запасам УВ. Площадь исследуемой территории превышает 800 тыс.км. В административном отношении она входит в состав Красноярского края, Иркутской области и республики Саха (Якутия).

В истории формирования осадочного чехла выделяются байкальский, каледонский, ранне- и позднегерцинский, мезозойский и неотектонический этапы развития. Большая их часть запечатлена в мегакомплексах, совокупность которых и слагает осадочный чехол.

Байкальский мегакомплекс представлен образованиями рифея, развитыми в основании чехла на западе, юге и юго-востоке рассматриваемой территории. Его отсутствие установлено на большей части Непско-Ботуобинской антеклизы, смежных участках Ангаро-Ленской ступени и Предпатомского регионального прогиба.

Каледонский (венд-силурийский) мегакомплекс распространен на всей рассматриваемой территории и занимает свыше 70 % объема осадочного чехла. Анализ его строения показывает большую фор-мационную изменчивость в плане и по разрезу. Так, базальные

вендские формации имеют преимущественно терригенный состав, прерывистое распространение, существенные колебания мощностей, типично присутствие разноранговых перерывов в осадконакопле-нии. Вендско-среднекембрийские отложения выделяются в ассоциацию соленосно-карбонатных формаций и характеризуются плавными измениями мощностей, развитием отдельных тел (осинский пласт, эльгянская, булайская, ичерская свиты) на всей рассматриваемой территории, заметные размывы пород практически не фиксируются. Выше по разрезу вновь увеличивается терригенная составляющая, формации становятся менее выдержанными в плане и по разрезу, появляются региональные перерывы в седиментации с нарастанием их длительности и количества снизу вверх. Мощности каледонского мегакомплекса изменяются от 1,5-2,0 км (сводовые части Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз, восточная половина Катангской седловины) до 4-5 км (Присаяно-Енисейская синеклиза).

Нижнегерцинский (девон-нижнекаменноугольный) мегаком-плекс на юге Сибирской платформы развит незначительно, картируется в приповерхностных частях разреза ее запада, севера и крайнего востока. Он имеет прерывистое распространение и тяготеет к контрастным депрессиям, частью рифтогенного генезиса (Гайдук, 1988). Анализ его строения обнаруживает существенную перестройку более древних структурных планов с инверсией крупнейших депрессий (Байкало-Патомской, Присаянской) рифейского заложения и развитием новых отрицательных структур (Кем-пендяйской, Ыгыаттинской, Рыбинской).

Распространение верхнегерцинского мегакомплекса (средний карбон - нижний триас) практически полностью контролируется Тунгусской синеклизой позднепалеозойского заложения. (Старо-сельцев,1989).

Мезозойский (юрско-меловой) мегакомплекс слагает приповерхностные части разреза в пределах Ангаро-Вилюйского наложенного прогиба и южного Присаянья (Черемховский бассейн).

Кайнозойский этап налоге Сибирской платформы оставил мало следов в виде синхронных отложений. Тем не менее, анализ геоморфологических материалов показывает, что в это время было сформировано крупное сводовое поднятие, связанное с формированием Байкальской рифтовой системы (Золотарев, Савинский,1978). Оно затронуло восточную половину Ангаро-Ленской ступени, где было создано плато с абсолютными отметками рельефа свыше 1000 м и амплитудой около 500 м.

Осадочный чехол в рассматриваемом регионе насыщен магматическими образованиями. Они представлены

в основном траппами и развиты на большей части исследуемой территории. Их отсутствие установлено только на отдельных участках юго-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы, на юго-востоке Ангаро-Ленской ступени и смежных районах Предпатомского регионального прогиба. На территории развития траппов встречаются трубки взрыва основного и ультраосновного, в том числе и кимберлито-вого составов. Возраст магматических тел изменяется от рифея до мела.

Анализ строения и распределения по площади структурных форм нефтегазоносных комплексов пород обнаруживает следующие закономерности:

- конседиментационные структуры достоверно установлены только на восточном и юго-восточном склонах Непско-Ботуобинской антеклизы, смежной территории Предпатомского прогиба и в южной половине Ангаро-Ленской ступени. Среди них преобладают типичные блококлинали (Талаканское поднятие), узкие линейные грабены (Верхнечонско-Талаканский и др.), брахиск-ладки сдвигового генезиса (Атовско-Шамановское поднятие). Их возникновение, вероятно, связано с развитием структур растяжения рифтогенного типа в позднерифейское - ранневендское время в пределах Байкало-Патомского нагорья. Поскольку режим растяжения в этот период господствовал на территории Восточного Саяна, Енисейского кряжа (Золотов,1982; Горбачев, 1983), следует предполагать присутствие аналогичных структур на западе Байкитской антеклизы и Присаяно-Енисейской синеклизы;

- дислокации, картируемые по всему венд-силурийскому мега-комплексу или большей части его нижней половины, имеют в основном брахиантиклинальную форму и сдвиговый генезис. Время их формирования либо средне- (Собинское, Среднеботуобинское, Иреляхское, Бысахтахское поднятия), либо позднепалеозойское (Имбинское, Агалеевское, Братское поднятия). Пространственно они связаны с Патомско-Вилюйским (Масайтис и др.,1975) и Ирки-неевско-Чадобецким авлакогенами.

Между областями концентраций тектонических структур имеются районы почти полного их отсутствия по нефтегазоносным отложениям. В частности, на юго-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы между Верхнечонской и Касаткинской площадями (расстояние 375 км) по базальным горизонтам венда картируется очень спокойное моноклинальное погружение пород с перепадом высот 1050 м. На всей этой территории обнаружены только очень мелкие (площадью менее 50 кв.км) структуры амплитудой по поверхности фундамента не более 30-40 м. Вверх по разрезу они быстро затухают и уже в верхних горизонтах венда практически не выражены.

Близкая ситуация намечается для отложений венда в центральных районах Ангаро-Ленской ступени и Камовского свода Байкит-ской антеклизы. Последние проявляли себя жесткими стабильными блоками относительно смежных мобильных рифтогенов и авлако-генов на протяжении всего венд-фанерозоя.

Кроме описанных дислокаций, в нефтегазоносных комплексах пород и выше встречаются нарушения, связанные с аномальными раздувами мощностей отдельных карбонатных пластов. Они в основном имеют биогенную природу и выделены в категорию аккумулятивных тел.

Огромное количество дислокаций самых различных морфологии и генезиса выявлено в соленосной и надсоленосной толщах осадочного чехла. К ним относятся линейные, инъективные, экзотекто-нические нарушения, в массе своей не представляющие интереса как нефтегазоносные объекты.

В осадочном чехле рассматриваемой территории выделяются рифейский, вендский и верхневендско-нижнекембрийский НГК (Мельников и др.,1989). Они характеризуются различиями в литологии коллекторов, строении залежей УВ, распределении пластовых давлений.

Месторождения УВ в отложениях рифея открыты в центральной части Байкитскои антеклизы - в пределах Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) нефтегазонакопления. По мнению А.Э.Конторовича и др. (1988), А.А.Трофимука (1992,1994), Г.Ф.Степаненко (1995), ЮТЗ представляет собой единое уникальное по запасам месторождение, занимающее площадь в 13000 кв.км. В продуктивной толще преобладают фитогенные разности доломитов. На участках выхода под поверхность венда она имеет массивное строение, из-за палеокар-стования по разрывам и трещинам в гипсометрически приподнятой и эрозионно расчлененной части камовской серии.

В пределах ЮТЗ обособляются несколько крупных блоков (Куюмбинский, Юрубчено-Вэдрэшевский, Мадринский и Терский). Они отличаются степенью дислоцированности пород рифея и различной гипсометрией отражающих горизонтов.

Вендские скопления УВ связаны с терригенными коллекторами. Их следует разделить на две группы: 1) антиклинально и 2) литоло-гически экранированные. Первые закартированы в пределах Ирки-неево-Чадобецкого (Агалеевское, Собинское, Пайгинское и Братское месторождения нефти и газа), Байкало-Патомского (Галаканское, Нижнехамакинское, Бысахтахское газовые месторождения), Вилюйского (Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Иктех-ское, Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское, Маччобинское, Иреляхское, Северо-Нелбинское месторождения нефти и газа) пале-

прогибов. Все эти регионы характеризовались повышенной мобильностью в фанерозое.

Вторая группа скоплений УВ связана преимущественно со стабильными частями Байкитской (Оморинское газоконденсатное месторождение), Непско-Ботуобинской (Марковское, Ярактинское, Аянское, Дулисьминское, Верхнечонское, Чаяндинское месторождения нефти и газа) антеклиз и Ангаро-Ленской ступени (Ковыктинское газовое месторождение).

Из месторождений нефти и газа в Иркинеево-Чадобецком ав-лакогене относительно детально изучены только Собинское, Пай-гинское и Братское. Собинское и Пайгинское нефтегазоконденсат-ные месторождения связаны с северо-восточной ветвью авлакогена. Они расположены в центральной части Катангской седловины и приурочены к одноименным складкам Собинско-Джелиндукон-ского структурного мыса. Характерна блоковость, обусловившая формирование ряда изолированных залежей с разной гипсометрией флюидных контактов. Продуктивность на месторождениях связана с песчаными пластами ванаварской свиты. Пластовые давления в залежах заметно (до 20 %) превышают гидростатические. По величине запасов газа Собинское месторождение относится к категории крупных.

Большинство скоплений УВ в терригенном венде на юге платформы тяготеет к Байкало-Патомской области питания (Геология...,1981; Ларичев,1982; Непско.,.,1986). С древними допозд-невендскими блококлиналями здесь ассоциируются Талаканское и Нижнехамакинское газовые месторождения. Возраст залежей может быть раннекембрийским и моложе. Весьма вероятно их переформирование, связанное с изменением наклонов горизонтов венда с юго-восточного на северо-западное в постсреднепалеозойское время.

Значительная часть месторождений нефти и газа сосредоточена на востоке Непско-Ботуобинской антеклизы (Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Северо-Нелбинское, Маччобинское, Иреляхское) и смежной территории Вилючанской седловины (Иктехское, Верхне-вилючанское, Вилюйско-Джербинское). Их возраст, вероятно, сред-непалеозойский. Размеры рассматриваемых месторождений варьируют от крупных (Среднеботуобинское) до мелких (Северо-Нелбинское и др.). Контролирующие структуры характеризуются блоковостью и амплитудами от первых до десятков, редко сотен метров. Контрастность нарастает с запада на восток. Наряду со структурным, в их строении большую роль играет литолого-стратиграфический контроль (Непско-...,1986). Для всех этих месторождений типичны аномально низкие пластовые давления в терригенном венде. Областью питания для них могли служить внутренние районы Нюйско-Джербинской и Ыгыаттинской впадин.

Основное количество месторождений с литологически экранированием в терригенных коллекторах венда открыто на юго-западе Непско-Ботуобинской антеклизы. Самым крупным из них является Верхнечонское газонефтяное месторождение. Продуктивными горизонтами являются два пласта песчаников (чонские I и II) непской свиты. Месторождение приурочено к одноименному структурному мысу с подъемом (градиент 0,5-2,5 м/км) базальных горизонтов чехла в восток-юго-восточном направлении.

На Верхнечонском месторождении выделяется не менее 10 блоков. Изоляция залежей в них связана с галитизацией и в меньшей мере глинизацией песчаников, при отсутствии заметных вертикальных смещений по большинству разрывов. Явные смещения пород венда установлены только в Верхнечонско-Талаканском грабене, осложняющем северо-восточную часть месторождения.

На Ангаро-Ленской ступени к типу литологически экранированных относится крупнейшее по запасам Ковыктинское газовое месторождение. Оно находится в стадии разведки, до сих пор не определены границы. Основным продуктивным горизонтом является парфеновский пласт песчаников. По кровле терригенного венда структура месторождения представляет собой моноклиналь с падением (градиент 2,5-3,0 м/км) пород на северо-запад с мелкими осложнениями амплитудами в пределах 10 м. Выше по разрезу эти осложнения полностью нивелируются и уже по подошве усольской свиты отсутствуют.

Предварительно в центральной части месторождения можно наметить сдвиг северо-восточного простирания. О его присутствии говорит наличие зигзагообразного изгиба изогипс по кровле морской свиты с левым знаком смещения (Литология...,1991), а также существование по кровле усольской свиты брахиантиклинальной складки, причленяющейся к разрыву в соответствии со схемой левого сдвига. Кроме того, по намеченному разрыву происходит изменение пластовых давлений и температур - в северо-западном блоке они заметно выше относительно юго-восточного.

Месторождения нефти и газа в верхневендско-нижнекемб-рийском НГК приурочены к пластам карбонатов и размещены в основном на юге и востоке исследуемой территории. Самые крупные скопления УВ в настоящее время известны на Непско-Ботуобинской антеклизе и смежной с ней Вилючанской седловине. Более мелкие скопления нефти и газа выявлены на Ангаро-Ленской ступени и в Предпатомском региональном прогибе.

Крупные скопления нефти и газа обнаружены на Верхнечон-ской площади. Они приурочены к Преображенскому, усть-кутскому и осинскому карбонатным пластам. Преображенский пласт залегает

в непосредственной (5-15 м) близости от подстилающих газонефтяных залежей в верхнечонских пластах. Его коллектор обусловлен органогенной природой большей части карбонатов Преображенского пласта и имеет трещинно-поровый и поровый, редко каверно-трещинно-поровый характер. В его становлении важную роль сыграли процессы перекристаллизации, выщелачивания, трещинообра-зования, улучшившие емкостно-фильтрационные свойства пород (Седиментационно-...,1991).

Размеры залежи в Преображенском горизонте до сих пор не определены. По объему флюидов она относится, как минимум, к категории крупных (Тетейско-...,1991). Ее площадь существенно больше площади газонефтяных скоплений в терригенном венде. Пластовые давления несколько понижены по сравнению с гидростатическим.

Генезис Преображенской залежи, видимо, тесно связан со скоплениями УВ в терригенном венде и имеет близкую историю развития.

Залежи УВ в усть-кутском и осинском пластах содержат газ и в меньшей степени конденсат с нефтью, относятся к категории средних и имеют подчиненное значение по сравнению с Преображенскими и чонскими залежами. Изучены они недостаточно для оценки основных параметров. Следует лишь отметить, что пластовые давления в усть-кутском пласте близки, а в осинском несколько выше нормального. С учетом пониженных давлений в Преображенском горизонте и терригенном венде, на Верхнечонской площади намечается инверсия пластовых давлений в продуктивной части разреза.

В плане продуктивные поля в усть-кутском и осинском пластах имеют близкие конфигурации и тяготеют к северо-западному отрезку Могинско-Ленского разрыва. Формирование скоплений УВ в усть-кутском и осинском горизонтах, вероятно, было близко во времени становлению Преображенской залежи и во многом обязано вертикальным перетокам УВ по Могинско-Ленскому разрыву. Их приуроченность к северо-западной части разрыва, которая в палео-плане была более приподнята относительно современной структуры, говорит о генезисе рассматриваемых скоплений УВ до смены наклона пластов венда с юго-восточного на северо-западное.

Крупная по запасам газонефтяная залежь открыта в верхнеби-лирской подсвите (осинский горизонт) на Талаканской площади в 50 км к юго-востоку от Верхнечонского месторождения. Она связана с биогермными постройками в нижней половине верхнебилир-ской подсвиты (Ефимов, 1995). Более выражена биогермность в южной части Талаканской площади - мощности осинского горизонта здесь превышают 60 м. К северу они уменьшаются на 10-15 м и приобретают значения, близкие к его средней толщине. Тип коллектора на месторождении трещинно-каверново-поровый. В силу широкого

распространения вторичных изменений пород (доломитизация, кальцитизация, засолонение, перекристаллизация, выщелачивание) его емкостно-фильтрационные свойства изменчивы в плане и по разрезу. Пластовые давления близки нормальным. По различиям флюидонасыщения и разным положениям флюидоконтактов на Талаканском месторождении выделяется несколько блоков.

Карбонаты юряхского горизонта содержат основные залежи газа на Верхневилючанском, Иктехском и Вилюйско-Джербинском месторождениях. Они приурочены к одним из самых контрастных тектонических структур на юге Сибирской платформы. Достаточно сказать, что по кровле юряхского пласта амплитуда Иктехской структуры превышает 100м, а амплитуды Верхневилючанского и Вилюйско-Джербинского поднятий достигают 200 м. На всех трех структурах продуктивность связана с преимущественно порово-кавернозными иногда трещиноватыми доломитами. Коллекторы имеют в основном стратифицированный характер. По типу флюида залежи юряхского горизонта на Верхневилючанском и Вилюйско-Джербинском месторождениях нефтегазовые. Поскольку более глубинные скопления УВ в их пределах имеют чисто газовое насыщение, это говорит об отсутствии современных гидродинамических связей между ними.

Распределение скоплений УВ в верхневендско-нижнекемб-рийском НГК обнаруживает связь с месторождениями нефти и газа в терригенном венде. В частности, почти все залежи в карбонатах на Непско-Ботуобинской антеклизе, Вилючанской седловине расположены в контурах месторождений, открытых в гранулярных коллекторах (Марковская, Верхнечонская, Среднеботуобинская, Иктех-ская, Верхневилючанская, Вилюйско-Джербинская площади), или в непосредственной близости от них (Даниловская, Талаканская площади). Скорее всего, эта связь обусловлена вертикальными перетоками УВ из терригенного венда в карбонатные горизонты.

Несколько мелких скоплений УВ в карбонатах венда и кембрия обнаружены на Ангаро-Ленской ступени и в Предпатомском региональном прогибе. Частью они связаны с авто-, а частью с аллохтон-ными толщами осадочного чехла. Первые имеют незначительные размеры и в основном контролируются приразломной трещинова-тостью (Атовская, Осинская и другие площади). Вторые (Тутурская, Балыхтинская, Пилюдинская, Усть-Киренгская и другие площади) связаны преимущественно с межсоляными карбонатными пластами и до сих пор изучены слабо. В их строении также важную роль играет трещиноватость, но чаще складчатого генезиса. Ожидается, что в аллохтонных карбонатных пластах ближе к фасу Байкало-Патомского нагорья скопления УВ могут быть промышленными.

ГЛАВА 4. ДИЗЪЮНКТИВНАЯ ТЕКТОНИКА

К настоящему времени для юга Сибирской платформы имеются специализированные карты разломной тектоники разной степени детальности для территорий Якутии (Тектоническая..., 1973), юга Восточной Сибири, без основной части Красноярского края (Карта...,1982) и отдельные схемы различных авторов (Глубинное...,1968; Савинский, Мордовская, 1971; Бабаян,1973; Суворов,1973; Древняя...,1975; Межвилк,1977; Южное...,1977, Мега-комплексы...,1987 и др.). Автором обобщен, переинтерпретирован и систематизирован имеющийся материал.

4.1. Разломы фундамента Из древнейших разломов исследовались только самые достоверные, расположенные на границах крупнейших блоков фундамента. К ним относятся Таймыро-Байкальский (расположен между Анабаро-Алданским и Ангаро-Тунгусским мегаблоками), Ангаро-Алымджинский (разделяет Ангарский и Тунгусский макроблоки), Верхнетюнгский и Бирюкский (разделяет Прибайкальский и Иенгр-ский макроблоки), Каймоновский и Заярский (расположены на западе Ангаро-Ленского мезоблока), Джербинский (ограничивает с запада Чаро-Олекминский мезоблок).

Одной из самых изученных дорифейских разломных зон, выходящих на дневную поверхность, является Ламуйкская. Она расположена в центре Анабарского щита и выражена относительным (порядка 100 м) понижением в рельефе и его меньшей расчлененностью по сравнению с соседними блоками. Подобное ее проявление в рельефе, видимо, обусловлено меньшей стойкостью слагающих пород к денудационным процессам. Исходя из этого, надо ожидать, что и перед накоплением базальных горизонтов чехла эта и другие разломные зоны отражались в рельефе и оказывали влияние на строение базальных горизонтов пород.

4.2. Разломы осадочного чехла Раздвиги. Четкие следы раздвигов сохранились только с рифей-ского времени. В это время на юге Сибирской платформе были заложены ранне-среднерифейские Чуно-Тунгусская, Витимская, позд-нерифейско-вендские Байкало-Патомская, Приенисейская, Ирки-неево-Чадобецкая рифтовые депрессии. Следующий крупный этап формирования раздвигов проходил в среднем палеозое (Масайтис и др., 1975; Гайдук, 1988). С ним связано развитие Вилюйской рифто-вой системы (Ыгыаттинская, Кемпендяйская впадины, Сунтарский свод), расположенных непосредственно к востоку от рассматриваемой территории.

Структурным следствием формирования рифтовых структур явилось развитие кон- (Ковинская, Седановская, Талаканская и др.)

и постседиментационных (Среднеботуобинская, Тас-Юряхская, Верхневилючанская и др.) блококлиналей. Разрывы, их ограничивающие, в последующем контролировали строение пермо-триасовых интрузий. Активность раздвиговой тектоники способствовала повышенной разобщенности залежей нефти и газа на Тас-Юряхской, Иреляхской, Верхневилючанской, Вилюйско-Джер-бинской и других площадях.

Надвиги. Первая обстановка тектонического сжатия установлена в рифее в западной половине исследуемого региона. Здесь в пределах Енисейского кряжа в период 850-800 млн лет происходили процессы складкообразования с проявлениями гранитоидного магматизма (Зоненшайн и др.,1990). Этому периоду соответствует крупный перерыв в осадконакоплении между камовской серией рифея и вендом на территории Камовского свода и в восточной части Присаяно-Енисейской синеклизы.

Более масштабны дислокации сжатия каледонского возраста, развитые в Байкало-Патомском нагорье и на смежной территории Сибирской платформы (Мигурский, Старосельцев, 1983, 1989а,б; Мигурский,1993). Они закартированы в пределах Предпатомского регионального прогиба, на юго-востоке Ангаро-Ленской ступени и Непско-Ботуобинской антеклизы. На основной части этой территории они картируются по отложениям нижнего палеозоя. К юго-востоку от границы выклинивания вендских солей в аллохтон включаются отложения карбонатного венда, а ближе к фасу Байка-ло-Патомского нагорья его разрез наращивается снизу преимущественно терригенными вендскими и рифейскими образованиями.

К более поздним структурам сжатия на юге Сибирской платформы относятся тектонические покровы, выявленные в Нижнем Приангарье - к югу от Иркиневского структурного мыса. По данным С.В.Горяйнова (1990), их формирование происходило в по-страннепермское, но в дотриасовое время, а основное смещение масс происходило в юго-западном направлении. К сожалению, небольшие размеры участка, на котором закартированы шарьяжи, не дают представлений о масштабах развития герцинских дислокаций в рассматриваемом регионе.

Нижнеангарские покровы южнее без существенных перестроек сменяются валообразными структурами, развитыми на западе Присаяно-Енисейской синеклизы. Судя по вовлечению в дислоцирован-ность нижнемеловых отложений (Геологическая..., 1980), они, вероятно, возникли одновременно с известным Ангарским надвигом и имеют постраннемеловой возраст.

Таким образом, по всему обрамлению юга Сибирской платформы развиты линейные дислокации срывной природы. Наиболь-

шую ширину (до 200 и более километров) имеют каледониды вдоль Байкало-Патомского нагорья. Достаточно широко представлены постраннемеловые структуры в Присаянье и вдоль Енисейского кряжа. Покровная тектоника герцинского возраста установлена только в Нижнем Приангарье и, вероятно, связана с гравитационными напряжениями.

Сдвиги. По сути все разломы, поперечные описанным выше раздзигам и надвигам, а также расположенные за пределами последних, относятся к категории сдвигов. В некоторых случаях сдвиговая составляющая устанавливается и для продольных дизъюнкти-вов в зонах развития раздвиговых или надвиговых структур.

Среди основных сдвигов, проявивших себя в осадочном чехле, можно выделить следующие системы:

1) северо-северо-восточная (ССВ) - 10-30° (Заярский, Каймо-новский, Вилюйско-Мархинский);

2) северо-восточная (СВ) - 40-60° (Ангаро-Алымджинский, Большепитско-Кислоканский, Ангаро-Вилюйский, Баппагайский, Жигаловский);

3) северо-западная (СЗ) - 300-320° (Верхнеангарский, Илимо-Киренгский, Марковский, Гаженский, Ербогачено-Чуйский, Би-рюкский);

4) северо-северо-западная (ССЗ) - 340-350° (Ангаро-Катанг-ский, Точерский, Ахтарандинский).

Выделение перечисленных систем несколько условно, поскольку интервальные и межынтервальные диапазоны азимутов простирания разломов близки между собой. Кроме того, за счет дугооб-разности некоторых разломов, они могут приобрести простирание ближе к соседней системе. К примеру, северо-восточную часть Ви-люйско-Мархинского разлома можно отнести к СВ системе. Тем не менее, наметившиеся системы достаточно определенно указывают на меридиональную симметрию в распределении основных разломов на юге Сибирской платформы. Ранее, существование подобной симметрии в ориентировке дизъюнктивов на рассматриваемой территории отмечалось П.С.Вороновым (1968), П.М.Хреновым (1971, 1972) и другими исследователями.

Намеченные системы образуют две сопряженные ортогональные пары ССВ и СЗ, СВ и ССЗ, в которых системы ССВ и СВ имеют левостороннее, а СЗ и ССЗ - правостороннее смещение. Периоды активизаций этих пар, видимо, были разобщены во времени. Системы ССВ и СЗ чаще проявляли себя во время преобладания на юге платформы растягивающих напряжений, а СВ и ССЗ были активны в условиях сжатия. Смена растягивающих усилий на сжимающие, несомненно, сопровождалась перестройкой полей напряжений, со-

ответственно которым и происходила активизация сдвигов различных систем. Сдвиги контрастнее проявлены в областях тектонических активизаций (рифтогенные прогибы, регионы шарьяжеобразо-вания). Распространялись они и в пределы стабильных блоков, где их воздействие на осадочные породы, видимо, ограничивалось формированием тел с улучшенными коллекторами, созданием малоамплитудных блоков, активизацией эпигенетических процессов по разрывам, а также проявлениями магматизма. Объясняется это более поздним вступлением стабильных блоков в режим седиментации, относительно мобильных областей, когда разломы уже находились в завершающей стадии, а сопровождавшие их дислокации были снивелированы денудационными процессами.

Расколы, представленные в основном трапповыми образованиями, развиты почти на всей рассматриваемой территории и объединяются в три крупные группы, различающиеся по возрасту и морфологии. Первая из них образована преимущественно силлами жаровского комплекса позднесилурийско-раннедевонского возраста (Михайлов, Селивановская,1981). Она развита в отложениях рифея, венда, нижнего палеозоя и закартирована в северо-восточной части Байкало-Патомского нагорья и прилегающих районах Нюйско-Джербинской и Березовской впадин. Явное преобладание силловых интрузий свидетельствует об их генезисе в условиях тектонического режима сжатия.

Вторая группа траппов представляет собой в основном дайковые тела Вилюйско-Мархинской, Контайско-Джербинской и Чаро-Синской расколовых зон, связанных с развитием Вилюйской рифтовой системы.

Третья группа траппов - самая обширная на Сибирской платформе. Она объединяет ангарский, катангский, кузьмовский интрузивные комплексы, входящие в единую формацию пермо-триасового возраста. Эта формация занимает всю северную и западную части рассматриваемой территории и является основным объектом изучения.

Самой известной на юге Сибирской платформе интрузией траппов является Усольский силл (Основные...,1976; Феоктистов, 1978). Он развит на большей части Присаяно-Енисейской си-неклизы и смежных с ней территориях юга и юго-запада Байкитской антеклизы, юга Катангской седловины, севера Ангаро-Ленской ступени и юго-запада Непско-Ботуобинской антеклизы. В плане силл имеет амебообразную форму. Занятая им площадь превышает 300000 км2 - это, видимо, самое обширное из известных на Земле пластовых трапповых интрузий.

На большей части территории Усольский силл представлен единым телом и лишь в Братском районе он делится на два, а на

Байкитской антеклизе на два-три, редко более, пластовых тела. Суммарные мощности на участках таких разветвлений изменяются достаточно плавно и близки мощности силла, представленного единым телом.

Усольский силл имеет ступенчатое строение и встречается в разных свитах венда и нижнего кембрия. Однако главный уровень его локализации - отложения усольской свиты. Лишь в Братском районе, на севере Ангаро-Ленской ступени, юге Катангской седловины и на ряде площадей юга Байкитской антеклизы основное тело закартировано в доусольских отложениях венда.

Самое глубокое положение и максимальные мощности Усольский силл имеет в Присаяно-Енисейской синеклизе. В направлении смежных Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклиз происходит его отчетливое перемещение на более высокие уровни с одновременным сокращением мощности, иногда до полного выклинивания на отдельных внутренних участках. Главные зоны ступенчатых переходов силла контролируются разломами. Кроме того, со многими ступенями часто связаны линейные складки - Тубинская, Литвин-цевская и другие.

Кроме Усольского, на юге Сибирской платформы закартиро-ван еще ряд силлов (Основные...,1976; Феоктистов,1978). Все они расположены в более верхних горизонтах чехла, на большем удалении от нефтегазоперспективных отложений, по сравнению с Усоль-ским сиплом, и поэтому оказывали меньшее влияние на онтогенез УВ.

Несмотря на сложности строения отмеченных интрузий, следует отметить, что формировались они в условиях преобладания субвертикальной ориентировки главного растягивающего напряжения и, следовательно, при горизонтальном положении главного напряжения сжатия (Хиллс,1967). Этот вывод находится в противоречии с преобладающими (Куренков, 1988; Старосельцев, 1989; Зонешайн и др.,1990) представлениями об условиях внедрения траппов. Необходимо подчеркнуть, что установленное несоответствие касается только южной части Сибирской платформы.

Внедрение магмы существенно изменило строение осадочных толщ. С пластовыми интрузиями связано формирование навешенных (инъективных) дислокаций (Мельников и др.,1977 и др.), с субвертикальными дайками, трубками взрыва ассоциируют структуры проседания (Оффман,1959; Страхов, 1978). Кроме того, автором обосновывается возможность возникновения осложнений, связанных с изостатическим прогибанием нагруженных траппами участков, с опусканием трапповых тел в горизонтах пород пониженной вязкости (Мигурский,1979), а также с гравитационным скольжением надынтрузивной толщи по магматическому расплаву в районе развития непских дислокаций (Мигурский,1983).

Итак, дизъюнктивная тектоника на юге Сибирской платформы весьма разнообразна по генезису, ранговости, времени проявления, масштабам воздействия на строение осадочного чехла и динамику содержащихся в нем флюидов. Важность ее изучения для познания закономерностей распределения скоплений УВ трудно переоценить.

ГЛАВА 5. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЗОН РАЗЛОМОВ ЮГА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

5.1. Раздвиги и нефтегазоносность

Согласно геохимическим данным (Геология...,1981; Нефтегазоносность...,1981; Ларичев,1982 и др.), главные нефтематеринские толщи юга Сибирской платформы и следовательно основной объем генерированных УВ связан с верхнерифейско-вендскими породами. Их депоцентры расположены в Байкало-Патомской, Приенисейской и Иркинеево-Чадобецкой рифтовых системах.

На территории этих, а также среднепалеозойской Вилюйской рифтовых систем открыто более половины всех месторождений нефти и газа рассматриваемого региона. Основная их часть приурочена к ловушкам раздвиговой природы. В Байкало-Патомской па-леодепрессии промышленные притоки газа получены из терриген-ных отложений венда на Талаканском, Нижнехамакинском месторождениях блококлинального строения. Развитие конседиментаци-онных раздвигов, видимо, было благоприятно для формирования песчаных тел на участках высокоградиентных форм рельефа - границах блококлиналей (Перспективы...,1988).

Элементы блококлинального строения проявляются на структурах Иркинеево-Чадобецкого палеорифта (Братская, Седановская, Кутурминская и Ковинская). Однако наложение более поздних сдвиговых дислокаций существенно осложнило их морфологию.

Большое количество скоплений нефти и газа связано с Вилюйской рифтовой системой. Однако здесь блококлинальные ловушки УВ на ряде площадей (Среднеботуобинская, Иреляхская, Маччо-бинская) осложнены сдвигами. По отношению к венд-силурийскому мегакомплексу дислокации являются постседиментационными, деформирующими его основные нефтегазоносные резервуары на всю мощность.

Все изложенное позволяет считать, что палеорифтовые структуры более перспективны в нефтегазоносном отношении, по сравнению со смежными стабильными блоками.

Исходя из теоретических представлений о ступенчатом телескопическом строении рифтов, можно предполагать существование ступеней на слабо изученных участках палеорифтов юга Сибирской платформы. В настоящее время есть материалы для прогноза круп-

ной ступенчатой структуры на северо-западном борту Байкало-Патомской палеодепрессии. В частности, рифтовая ступень, расположенная непосредственно восточнее Талаканской и Нижнехама-кинской блококлиналей, трассируется к юго-юго-западу до бассейна р. Чичикан - правого притока р. Лены. Об этом свидетельствует характер строения линейных дислокаций шарьяжной природы Предпатомского регионального прогиба. Они обнаруживают элементы скучивания вдоль намечаемой ступени, явно служившей препятствием движущемуся аллохтону.

Ступень, названная Чичикано-Хамакинской, имеет протяженность свыше 250 км и ширину до 60 км. Она, видимо, осложнена серией относительно приподнятых и опущенных блоков, иногда с горизонтальными смещениями по поперечным сдвигам. Один из таких приподнятых блоков намечен в бассейне р. Чайки (левый приток р. Лены). Поднятие названо Чайкинским (Мигурский,1995).

5.2. Надвиги и нефтегазоносность

Проблема связи надвигов и нефтегазоносности решалась только для Байкало-Патомского региона, поскольку здесь открыты месторождения нефти и газа не только в авто-, но и в аллохтоне.

Перспективность пород аллохтона в значительной мере зависит от стратиграфического положения детачмента. В частности, в районе ангарского и частично бельского уровней срыва корни линейных структур залегают на глубинах в первые сотни метров (до 0,5 км), а горизонты улучшенных коллекторов (биркинский и биль-чирский) находятся в зоне воздействия гипергенных процессов. Положение усугубляется изоляцией этих горизонтов мощными пластами солей от скоплений УВ в автохтоне. Следовательно, аллохтон здесь бесперспективен.

В районе усольской локализации детачмента в деформации аллохтона вовлекаются отложения бельской свиты. Ее изоляция сверху заметно надежнее из-за дополнения покрышки верхнебельскими солями и общего регионального погружения горизонтов пород в сторону Байкало-Патомского нагорья. Меньшей является удаленность от скоплений УВ в автохтоне перспективных горизонтов усольской (балыхтинский) и бельской (христофоровский, атовский) свит, включенных в линейные дислокации. Все это позволяет считать возможным, но все же маловероятным, появление здесь промышленных скоплений УВ. В связи с этим, основная часть земель усольского уровня локализации детачмента отнесена к малоперспективной категории.

Средними перспективами аллохтонные отложения обладают в пределах тирского уровня срыва. Здесь в складчато-надвиговые дислокации полностью вовлечен верхневендско-нижнекембрийский

НГК. Благоприятность поисков в нем скоплений УВ объясняется отсутствием надежной изоляции от залежей в вендском мегарезер-вуаре, а также карбонатным составом перспективных горизонтов. Карбонаты в пределах тирского уровня детачмента характеризуются повышенной органогенностью (Жарков,Чечель,1972) и поэтому в обстановке напряженных дислокациий весьма благоприятны для широкого развития трещиноватости. Перспективность тирского уровня срыва подтверждена получением промышленных притоков нефти и газа из отложений аллохтона на Пилюдинской, Отраднин-ской и Бысахтахской площадях.

К условно перспективной отнесена область рифейского положения детачмента. Здесь в линейные дислокации включены терри-генные отложения венда и верхней части рифея. Последние содержат регионально развитые горизонты песчаников, которые, сами являясь потенциальными вместилищами промышленных скоплений УВ, могут по взбросам и надвигам совмещаться с вышележащими карбонатными горизонтами, тем самым увеличивая возможности миграции флюидов в ловушки автохтона. Неясным, однако, остается качество покрышек в рассматриваемой зоне.

Что касается перспектив нефтегазоносности автохтона, то здесь в региональном плане ситуация противоположна аллохтонной толще. Обусловлено это региональностью отжатия флюидов от нагорья в сторону платформы. Интенсивность миграционных процессов зависела от градиента наклона пород автохтона, увеличивавшегося в сторону нагорья, и близости детачмента к пластам-коллекторам, являвшимся региональными проводниками. Очевидно, что в районе тирского уровня срыва отжатие флюидов происходило более эффективно за счет большей мощности аллохтона и длительности воздействия, по сравнению с усольским и тем более ангарским положениями детачмента. Отсюда логично ожидать, что перспективы поисков скоплений УВ в автохтоне усольского уровня детачмента должны быть выше, а в районе ангарского уровня еще выше, чем на территории тирского срыва.

Разгрузка флюидов и формирование скоплений УВ должны быть более масштабными вблизи фронта срывных структур, рампов детачмента, узлов сочленения линейных структур разных простираний - на участках перестройки напряжений сжатия.

Таким образом, шарьяжеобразование на юге Сибирской платформы играло важнейшую роль как в региональном перераспределении УВ от внутренних районов Байкало-Патомской области в сторону Сибирской платформы, так и в конкретном формировании их залежей в аллохтоне, часто с сохранением связей с материнскими залежами в автохтоне. Поиск залежей нефти и газа в аллохтоне сле-

поисковых, региональных сейсморазведочных работ на территории деятельности ГГП "Ленанефтегазгеология", "Востсибнефтегазгео-логия", "Иркутскгеофизика".

Автор участвовал в составлении карт тектонического районирования, нефтегазоносности Сибирской платформ (1976-1995 гг.).

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на научных и рабочих совещаниях, конференциях, семинарах, посвященных тектоническим (Тюмень, 1975, Москва, 1993, 1995, Санкт-Петербург, 1994, Новосибирск, 1994), неотектоническим (Новосибирск,1981), флюидодинамическим (Ашхабад, 1987) исследованиям осадочных бассейнов, влиянию траппового магматизма на нефтегазоносность осадочного чехла (Новосибирск, 1980), проблемам геологии и полезных ископаемых Сибири (Иркутск, 1979,1992, Томск, 1983, Якутск, 1983, Новосибирск, 1990), напряжениям в литосфере (Москва, 1994), новым идеям в науках о Земле (Москва, 1997).

Результаты работы апробированы на Ученом совете СНИИГГиМСа и научно-технических советах ГГП "Иркутск-геофизика", "Ленанефтегазгеология", на приемке материалов в Pacific Oil and Gas Pty Limited (Австралия) при защите отчетов по тематическим исследованиям, в рамках которых они разрабатывались.

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 3 коллективных монографиях и в 40 статьях. Всем защищаемым положениям отвечают циклы опубликованных работ. Из них в список литературы внесены самые полные и важные.

Структура работы. Диссертация состоит из 5 глав общим объемом 228 стр. текста, 2 таблиц, 69 рисунков, 5 приложений и списка литературы, который включает 524 опубликованных и 14 фондовых работ.

Работа выполнена в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС) на первом (15 лет) этапе под руководством доктора г.-м.н., профессора, академика РАЕН В.С.Старосельцева и академика РАН А.Э.Конторовича. Их внимание и интерес к исследованиям автора с обсуждением основных положений и разработок продолжались и далее и способствовали тщательности изучения и большей ясности в понимании сути проблемы. За все это, а также за терпимость при возникновении разногласий автор выражает им глубокую признательность. Выполнению работы в значительной мере способствовали советы, критические замечания академиков РАН В.С.Суркова,

A.А.Трофимука, Н.В.Черского, чл.-корр. РАН Ч.Б.Борукаева, докторов г.-м.н. П.М.Бондаренко, И.П.Варламова, В.Н.Воробьева,

B.В.Гайдука, Ф.Г.Гурари, Д.И.Дробота, В.А.Каштанова, М.М.Ман-дельбаума, Н.В.Мельникова, К.И.Микуленко, И.Д.Поляковой,

Г.Г.Ремпеля, Г.С.Фрадкина, Г.Г.Шемина, кандидатов г.-м.н. С.Л.Арутюнова, В.И.Вожова, В.В.Гребенюка, М.П.Гришина, Н.К.Губиной, Т.А.Дивиной, А.О.Ефимова, Л.И.Килиной, А.ИЛа-ричева, В.МЛебедева, М.В.Лебедева, В.Б.Леонтовича, П.А.Патрикеева, А.М.Пустыльникова, А.А.Растегина, В.С.Ситникова, П.Н.Соболева, Л.Е.Старикова, Г.Ф.Степаненко, А.И.Сурнина, В.А.Топешко, Н.В.Умперовича, В.Б.Хмелевского, А.В.Хоменко, Л.С.Черновой, геологов Л.А.Кроль, М.И.Муратова, Н.И.Муратова, А.В.Паршина, Г.Ф.Попелухи, А.А.Салихова, А.Я.Хлебникова, Е.В.Филатовой и других исследователей. Автор им всем искренне благодарен. Особую признательность хотелось бы выразить П.К.Мазаевой, в творческом содружестве с которой автор проработал свыше 20 лет.

Большая помощь в оформлении материалов была оказана инженерами В.Ю.Богатовой, О.Г.Рыльским, ведущим инженером Г.Н.Кулишом, картографами В.А.Виншу, И.Н.Каряновой, И.В.Филатовой, Т.В.Чупахиной и Н.Е.Шарифовой. Им, а также остальным коллегам, в той или иной мере способствовавшим появлению на свет работы, большое спасибо.

ГЛАВА 1. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕНИЯ СВЯЗЕЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОСГИ С ДИЗЪЮНКТИВНОЙ ТЕКТОНИКОЙ

В числе первых геологов, связавших нефтегазоносность с тектоническими нарушениями и вулканизмом, был российский академик Г.В.Абих. Его идеи использованы О.Г.Романовским (1866), Д.И.Менделеевым (1877), А.П.Ивановым (1903). В 1887 г. А.П.Павлов выделил в Урало-Поволжье субширотный Жигулевский разлом, проходящий через район с известными выходами нефти и дал прогноз - "весьма вероятно, что детальные геологические изыскания вдоль намеченного мною пути дислокационной трещины приведут к открытию еще большего количества месторождений нефти и асфальта, и связь их с дислокационной трещиной будет подтверждена фактически"(цит. по Губкину, 1950, с.532). И, как отметил И.М.Губкин (там же) - "открытие нефтяных месторождений возле Сызрани и в Жигулях (в Яблоновом овраге на самом берегу Волги) подтвердило этот прогноз Павлова".

За рубежом указания на связь скоплений УВ с участками повышенной нарушенности содержатся в работе Э.Б.Эндрюса 1861 года (Хант,1982), в ряде статей Ю.Коста и других исследователей конца 19 - начала 20 века.

С 20-х годов нашего столетия начинают изучаться закономерности в распределении структур в зонах разломов. Это течение зародилось в Калифорнии, где была доказана связь складок с разло-

мами сдвиговой природы. На важность реконструкции генезиса складчатых структур для нефтеразведчиков уже в 1924 г. указывали Р.Фергюсон и К.Уиллис.

В районах покровной тектоники Ирана установлено латеральное разобщение поверхностных источников УВ и питающих их месторождений (Компания...,1959). Оно обусловлено миграцией УВ вдоль пологих надвигов и достигает километров.

При обосновании нефтепоисковых работ на Сибирской платформе В.М.Сенюковым (1938), видимо, впервые в мире обращено внимание на роль траппов в создании путей миграции и ловушек для формирования скоплений УВ.

Начиная с 40-х годов возрастает количество работ, посвященных роли дизъюнктивной тектоники в нефтяной геологии (Порфирьев,1941; Апресов,1947). Основная доля среди них в 50-60-е годы принадлежит сторонникам неорганического происхождения нефти (Н.А.Кудрявцев, П.Н.Кропоткин, В.Б.Порфирьев, Г.Н.Доленко и др.). С разломами связываются основные перетоки УВ вверх по разрезу, выявлено их структуроформирующее значение, влияние на коллекторские свойства продуктивных пластов (трещиноватость, контроль рифогенных тел и др.).

Растущая в 50-60-е годы пропаганда идей глубинного генезиса нефти вызвала ответную реакцию большинства геологов-нефтяников с критикой, часто весьма резкой, основных положений данной гипотезы. В пылу полемики некоторые исследователи (Крылов,1967; Двали,1968; Калинко,1968; Нестеров,1969 и другие) отвергли не только представления о зарождении УВ в мантии Земли, но и наличие связей между скоплениями нефти и газа и разломами.

Однако большинство сторонников органического происхождения нефти пришло к пониманию роли разломов в нефтегазопоис-ковом процессе (Гурари и др., 1966; Горин, Буниат-3аде,1967; Дизъюнктивная...,1970 и др.).

Качественно новый этап в изучении воздействия дизъюнктивной тектоники на нефтегазоносность начинается в 70-е годы и продолжается до настоящего времени. В 1970 г. Х.Хедберг (Hedberg, 1970) и несколько позже Т.Томпсон (Thompson, 1976) исследовали размещение нефтяных провинций в рамках тектоники плит и показали тяготение основных скоплений УВ на Земле к окраинам континентов - зонам аномальной насыщенности разрывными нарушениями. В это же время О.Г.Сорохтин и др.(1974), У.Диккинсон (Dickinson, 1974) объяснили высокую продуктивность древних и современных активных окраин континентов (Персидский залив, Волго-Уральская область и др.) за счет поглощения мощных осадочных толщ в зонах субдукций, их разогревом, интенсивной гене-

рацией УВ, повышением пластовых давлений и отжатием флюидов вверх по восстанию пород - в сторону краевых прогибов.

Особо следует подчеркнуть открытие целого направления в нефтяной геологии - явления тектоно-сейсмической активизации УВ. Большой вклад в его разработку внесла школа сибирских геологов (А.А.Трофимук, Н.В.Черский, Н.В.Царев и др.). По предложению А.Э.Конторовича (Непско...,1986), данное явление названо механокатагенезом. Появление этого направления позволило снять многие вопросы генезиса и миграции УВ, неразрешимые в рамках статической геологии.

Однозначный вывод о важнейшей роли дизъюнктивной тектоники в размещении месторождений нефти и газа с позиций органического происхождения УВ дан В.П.Гавриловым (1972,1975,1978), Л.Н.Розановым и др.(Особенности...,1974), В.К.Гавришем (1978), Р.Н.Валеевым (1978) и др.

Определенный интерес представляют региональные исследования соотношения нефтегазоносное™ и дизъюнктивов, выполненные в последние годы (Шарданов, Гончаров, 1981; Горелик, Синичка, 1986; Салаев, Кастрюлин, 1986; Малышев, 1986; Летавин, Перерва, 1987; Башилов, Куприн, 1995). В них обычно подчеркнуты отдельные аспекты дизъюнктивной тектоники (структурообразующая роль, аномальная термика, флюидопроводность, время активизаций разломов, их ориентировка по отношению к региональным структурным элементам и др.), самые важные, по мнению авторов, и часто не получают должного освещения другие не менее существенные параметры.

Общей тенденцией для отечественной и зарубежной наук является углубление специализированных исследований по отдельным разделам дизъюнктивной тектоники - связь нефтегазоносности со сдвигами (Moody, 1973; Harding, 1973;1974;1976; Рождественский, 1976,1991; Хуснутдинов, Яхимович, 1979; Грамберг, Супруненко, 1995 и другие), с рифтами (Афанасьев, 1977; Сурков, Жеро, 1981; Триасовая..., 1982; Сурков, 1986; Закономерности..., 1984; Harding, 1984; Grunau, 1990 и другие), с шарьяжами (Gries, 1983; Pratsh, 1985; Шарьяжные...,1987, Хаин, Соколов, 1990 и другие) и с расколами (Трапповый..., 1983; Влияние..., 1989; Старосельцев, 1989; Конторо-вич,Хоменко, 1995).

На существование связи скоплений УВ с разломами в пределах юга Сибирской платформы было обращено внимание еще в 60-х годах (Замараев, Кузнецов, 1961; Кудрявцев, 1963; Савинский, Са-винская, 1965). Позднее эта связь отмечалась в работах С.Д.Гемпа, В.А.Ескевича (1971), А.Н.Терещенко (1972), Г.В.Рязанова (1973), В.С.Ситникова (1980) и других исследователей. Кроме установленных пространственных связей месторождений УВ с зонами разло-

дует сместить в район тирского уровня срыва. Сейсморазведочные работы в первую очередь необходимо сосредоточить на территории прогнозируемого Чайкинского поднятия. При обнаружении в его пределах погребенных локальных структур, нужна организация поискового бурения. Во всех случаях при открытии скоплений УВ в пределах аллохтона необходима организация поиска питающих залежей нефти и газа в автохтоне.

5.3. Сдвиги и нефтегазоносность

Широкое развитие сдвиговых нарушений на Сибирской платформе не могло не влиять на распределение скоплений УВ. Сдвиговый генезис ловушек обоснован для Собинского и Пайгинского, предполагается для Братского месторождений. Высока вероятность участия сдвиговых движений в создании многих ловушек рифейско-вендского Байкало-Патомского и среднепалеозойского Вилюйского прогибов. Но их роль полностью не оценена. Связано это с наложением здесь деформаций сдвига и раздвига, осложнением блококли-налей брахиформными дислокациями.

Более проявлено воздействие сдвиговой тектоники в узле пересечения Вилюйско-Мархинского и Ангаро-Алымджинского разломов (Иреляхское, Маччобинское месторождения). Об этом говорит брахиформность одноименных поднятий, их субширотная ориентировка, соответствующая левосторонней природе Ангаро-Алымджинского сдвига, а также присутствие кимберлитовых трубок взрыва, тяготеющих к сдвигам.

Существенная роль горизонтальных подвижек в строении Марковского месторождения доказывалась С.Д.Гемпом, В.А.Еске-вичем еще в самом начале 70-х годов (1971). Нами (Мигурский, Ма-заева,1980) показано, что ближайшие к Марковскому и близкие по строению Ярактинское и Аянское газонефтяные месторождения также пережили в своей истории горизонтальные движения вдоль Катско-Чечуйского правого сдвига.

Поскольку четких брахиформных структур в пределах этих месторождений не фиксируется, роль разломной тектоники, видимо, ограничилась влиянием на палеогеоморфологию, и через нее - на формирование линз улучшенных коллекторов на уровне песчаных пластов, а также созданием малоамплитудной блоковости с экранами по ограничивающим разрывам. Возможно, это обусловлено удаленностью юго-запада Непско-Ботуобинской антеклизы от регионов ранневендской тектонической активизации (Байкало-Па-томский и Иркинеево-Чадобецкий), его поздним вступлением в режим седиментации, когда разломы этого времени находились в стадии завершения своей деятельности, а сопровождающие их дислокации были снивелированы денудационными процессами.

Сдвиговая тектоника, по сравнению с раздвиговой и надвиго-вой, имеет большее значение для локального прогноза нефтегазо-носности. Это связано с меньшей масштабностью проявления отдельных сдвигов, а также повышенной перспективностью узлов их пересечения между собой (Мигурский, Мазаева,1980) и дизъюнкти-вами других кинематик.

5.4. Расколы и нефтегазоносность

Проблема связи расколов и нефтегазоносности имеет несколько аспектов. Это и температурный и структурный факторы внедрения магматического расплава в осадочный чехол. Но главным, с точки зрения автора, является динамическое воздействие трапповых интрузий на вмещающие породы и пластовые флюиды. Эта сторона влияния расколов на нефтегазоносность разрабатывается автором с середины 80-х годов (Мигурский, 1985,1986,1994,1995; Влияние..., 1989).

Барический эффект внедряющейся магмы выражается в сокращении трещинно-порового пространства во вмещающих породах и перераспределении флюидов из районов, занятых силлами, за их пределы. В результате, по их периферии на благоприятных участках возникают ореолы повышенных концентраций УВ. Об этом свидетельствует положение ряда месторождений (Марковское, Ковык-тинское, Собинское, Куюмбинское) вблизи границы Усольского силла. С его формированием, вероятно, связана и крупная битумная аномалия, прослеживаемая вдоль границы интрузии на расстояние около 200 км от Кийской площади в сторону Верхнечонского месторождения.

Все месторождения, расположенные внутри поля интрузии (Дулисьминское, Братское, Оморинское), тяготеют к участкам отчетливого уменьшения ее мощности и, следовательно, интенсивности динамического воздействия на осадочный чехол.

Подобное же распределение месторождений нефти и газа намечается и в пределах северного поля пластовых интрузий - частью они расположены по периферии (Агалеевское, Верхнечонское, Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Северо-Нелбинское, Маччо-бинское, Иреляхское), частью за пределами, но вплотную к границе выклинивания (Братское, Тымпучиканское, Хотого-Мурбайское, Иктехское, Верхневилючанское), иногда граница поля интрузий проходит по территории месторождения (Озерное, Чаяндинское).

Итак, существует пространственная связь в положении границ выклинивания пластовых интрузий и распределении скоплений УВ. Последние сосредоточиваются в зонах шириной порядка 60 км, редко более. Осевые линии этих зон образуют границы выклинивания силлов. Исходя из сказанного, целесообразно в слабо изученных районах проводить картирование границ выклинивания крупных

пластовых интрузий, а зоны вдоль них шириной около 60 км выделять в качестве первоочередных для дальнейшего геолого-геофизического изучения.

5.5. Оценка совокупного воздействия разных разломов на нефтегазоносность

Для общей оценки роли разломов в онтогенезе УВ целесобраз-но выделить региональную и локальную составляющие. В частности, развитие крупных рифтогенных структур с увеличенными мощностями осадочного чехла, содержащего материнские толщи, повышенным температурным режимом создавало общие благоприятные предпосылки для генерации УВ. Региональные перераспределения УВ, происходившие в периоды шарьяже- и траппообразования, способствовали более четкой дифференциации областей питания и накопления УВ. Сдвиговая же тектоника приводила преимущественно к линейному распределению перспективных ловушек УВ.

Следует отметить, что области развития структур растяжения в общих чертах совпадали со сменяющими их во времени очагами сжимающих напряжений, т.е. активизация тектонических движений чаще всего была связана с одними и теми же мобильными участками земной коры - Байкало-Патомским, Приенисейским, Иркинеево-Чадобецким регионами. Они преимущественно выступали в качестве областей питания УВ. Разделяющие их жесткие блоки (Байкит-ский, Непско-Ботуобинский, Ангаро-Ленский) характеризуются относительной приподнятостью фундамента. В их сторону чаще всего и происходила латеральная миграция флюидов. Основная разгрузка флюидов сосредоточивалась в зонах сочленения мобильных и стабильных участков.

Преимущественное перемещение флюидов в трапповых регионах имело в основном юго-восточную ориентировку, а в шарьяж-ных - противоположную направленность. Мигрирующие флюиды разгружались вблизи фронтальных частей распространения траппов и шарьяжей.

В результате на юге Сибирской платформы выделено несколько поясов повышенного содержания скоплений нефти и газа, соединяющихся в сводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы. Основной из них образует полукольцо вокруг Байкало-Патомского нагорья. Он представлен четко выраженной цепью скоплений УВ, в которую входят Ковыктинское, Марковское, Ярактинское, Аянское, Дулисьминское, Даниловское, Верхнечонское, Тымпучиканское, Чаяндинское, Среднеботуобинское, Хотого-Мурбайское, Тас-Юряхское, Иктехское, Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское и Бысахтахское месторождения. Генезис этого пояса определялся преимущественно разгрузкой флюидов, выжимаемых со стороны

Байкало-Патомского нагорья в период шарьяжеобразования (Мигурский, 1995а). Однако на отрезке пояса между Ковыктинской и Тас-Юряхской площадями несомненен и вклад в его становление траппового магматизма (Мигурский, 19956).

Достаточно уверенно картируется пояс, связанный с северной границей Усольского силла. Он проходит между Даниловской, Кий-ской, Собинской площадями, огибает Чадобецкое поднятие, следует до Юрубчено-Тохомской зоны и далее на запад. На участке Даниловская - Кийская площади фиксируется наложение фронтов разгрузки флюидов Усольского силла и северного поля трапповых интрузий. В региональном плане этот пояс субширотен и близок выявленному ранее А.Э.Конторовичем и др.(Перспективы..., 1978; Конторович и др., 1982) "главному поясу нефтеносности", включавшему Байкитскую, Непско-Ботуобинскую антеклизы и разделяющую их Катангскую седловину. В пределах субширотного пояса открыты Оморинское, Юрубчено-Тохомское, Собинское, Пайгин-ское, и Даниловское месторождения нефти и газа. В его состав следует включить и крупное поле битумов, закартированное между Кийской и Даниловской площадями.

Весьма вероятно влияние траппообразования и для субмеридионального пояса, отходящего от основного к северу в районе Тас-Юряхской площади. Он прослежен до Иреляхской площади и далее уходит в сторону Сюгджерской седловины. В зону его влияния входят Тас-Юряхское, Нелбинское, Маччобинское, Иреляхское скопления УВ.

Недостаточно изучены пояса разгрузки флюидов вдоль южной границы Усольского силла, на внутреннем участке его отстутствия в районе р. Куты. Единичные притоки нефти и газа на Рудовской, Балыхтинской, Верхнетирской, Большетирской и Непской площадях свидетельствуют о необходимости более пристального изучения этих участков.

Конкретное положение скоплений УВ в выделенных поясах определялось, видимо, ловушками, созданными в условиях сдвиговой и раздвиговой обстановок. Это касается и литологических (Оморинское, Ковыктинское, Ярактинское, Дулисьминское и другие месторождения), и антиклинальных (Собинское, Имбинское, Сред-неботуобинское, Верхневилючанское, Бысахтахское и другие месторождения) типов ловушек. Присутствие сдвигов или раздвигов на еще не изученных участках выделенных поясов должно быть показателем более детального их изучения для постановки поисковых работ. К таким участкам следует отнести узлы пересечения Каймо-новским, Заярским, Точерским, Илимо-Киренгским разломами южной, восточной и северной границ Усольского силла; участок сочленения Ербогачено-Чуйского разлома с Чайкинским поднятием, где

дует сместить в район тирского уровня срыва. Сейсморазведочные работы в первую очередь необходимо сосредоточить на территории прогнозируемого Чайкинского поднятия. При обнаружении в его пределах погребенных локальных структур, нужна организация поискового бурения. Во всех случаях при открытии скоплений УВ в пределах аллохтона необходима организация поиска питающих залежей нефти и газа в автохтоне.

5.3. Сдвиги и нефтегазоносность

Широкое развитие сдвиговых нарушений на Сибирской платформе не могло не влиять на распределение скоплений УВ. Сдвиговый генезис ловушек обоснован для Собинского и Пайгинского, предполагается для Братского месторождений. Высока вероятность участия сдвиговых движений в создании многих ловушек рифейско-вендского Байкало-Патомского и среднепалеозойского Вилюйского прогибов. Но их роль полностью не оценена. Связано это с наложением здесь деформаций сдвига и раздвига, осложнением блококли-налей брахиформными дислокациями.

Более проявлено воздействие сдвиговой тектоники в узле пересечения Вилюйско-Мархинского и Ангаро-Алымджинского разломов (Иреляхское, Маччобинское месторождения). Об этом говорит брахиформность одноименных поднятий, их субширотная ориентировка, соответствующая левосторонней природе Ангаро-Алымджинского сдвига, а также присутствие кимберлитовых трубок взрыва, тяготеющих к сдвигам.

Существенная роль горизонтальных подвижек в строении Марковского месторождения доказывалась С.Д.Гемпом, В.А.Еске-вичем еще в самом начале 70-х годов (1971). Нами (Мигурский, Ма-заева,1980) показано, что ближайшие к Марковскому и близкие по строению Ярактинское и Аянское газонефтяные месторождения также пережили в своей истории горизонтальные движения вдоль Катско-Чечуйского правого сдвига.

Поскольку четких брахиформных структур в пределах этих месторождений не фиксируется, роль разломной тектоники, видимо, ограничилась влиянием на палеогеоморфологию, и через нее - на формирование линз улучшенных коллекторов на уровне песчаных пластов, а также созданием малоамплитудной блоковости с экранами по ограничивающим разрывам. Возможно, это обусловлено удаленностью юго-запада Непско-Ботуобинской антеклизы от регионов ранневендской тектонической активизации (Байкало-Па-томский и Иркинеево-Чадобецкий), его поздним вступлением в режим седиментации, когда разломы этого времени находились в стадии завершения своей деятельности, а сопровождающие их дислокации были снивелированы денудационными процессами.

Сдвиговая тектоника, по сравнению с раздвиговой и надвиго-вой, имеет большее значение для локального прогноза нефтегазо-носности. Это связано с меньшей масштабностью проявления отдельных сдвигов, а также повышенной перспективностью узлов их пересечения между собой (Мигурский, Мазаева,1980) и дизъюнкти-вами других кинематик.

5.4. Расколы и нефтегазоносность

Проблема связи расколов и нефтегазоносное™ имеет несколько аспектов. Это и температурный и структурный факторы внедрения магматического расплава в осадочный чехол. Но главным, с точки зрения автора, является динамическое воздействие трапповых интрузий на вмещающие породы и пластовые флюиды. Эта сторона влияния расколов на нефтегазоносность разрабатывается автором с середины 80-х годов (Мигурский, 1985,1986,1994,1995; Влияние...,1989).

Барический эффект внедряющейся магмы выражается в сокращении трещинно-порового пространства во вмещающих породах и перераспределении флюидов из районов, занятых силлами, за их пределы. В результате, по их периферии на благоприятных участках возникают ореолы повышенных концентраций УВ. Об этом свидетельствует положение ряда месторождений (Марковское, Ковык-тинское, Собинское, Куюмбинское) вблизи границы Усольского силла. С его формированием, вероятно, связана и крупная битумная аномалия, прослеживаемая вдоль границы интрузии на расстояние около 200 км от Кийской площади в сторону Верхнечонского месторождения.

Все месторождения, расположенные внутри поля интрузии (Дулисьминское, Братское, Оморинское), тяготеют к участкам отчетливого уменьшения ее мощности и, следовательно, интенсивности динамического воздействия на осадочный чехол.

Подобное же распределение месторождений нефти и газа намечается и в пределах северного поля пластовых интрузий - частью они расположены по периферии (Агалеевское, Верхнечонское, Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Северо-Нелбинское, Маччо-бинское, Иреляхское), частью за пределами, но вплотную к границе выклинивания (Братское, Тымпучиканское, Хотого-Мурбайское, Иктехское, Верхневилючанское), иногда граница поля интрузий проходит по территории месторождения (Озерное, Чаяндинское).

Итак, существует пространственная связь в положении границ выклинивания пластовых интрузий и распределении скоплений УВ. Последние сосредоточиваются в зонах шириной порядка 60 км, редко более. Осевые линии этих зон образуют границы выклинивания силлов. Исходя из сказанного, целесообразно в слабо изученных районах проводить картирование границ выклинивания крупных

пластовых интрузий, а зоны вдоль них шириной около 60 км выделять в качестве первоочередных для дальнейшего геолого-геофизического изучения.

5.5. Оценка совокупного воздействия разных разломов на нефтегазоносность

Для общей оценки роли разломов в онтогенезе УВ целесобраз-но выделить региональную и локальную составляющие. В частности, развитие крупных рифтогенных структур с увеличенными мощностями осадочного чехла, содержащего материнские толщи, повышенным температурным режимом создавало общие благоприятные предпосылки для генерации УВ. Региональные перераспределения УВ, происходившие в периоды шарьяже- и траппообразования, способствовали более четкой дифференциации областей питания и накопления УВ. Сдвиговая же тектоника приводила преимущественно к линейному распределению перспективных ловушек УВ.

Следует отметить, что области развития структур растяжения в общих чертах совпадали со сменяющими их во времени очагами сжимающих напряжений, т.е. активизация тектонических движений чаще всего была связана с одними и теми же мобильными участками земной коры - Байкало-Патомским, Приенисейским, Иркинеево-Чадобецким регионами. Они преимущественно выступали в качестве областей питания УВ. Разделяющие их жесткие блоки (Байкит-ский, Непско-Ботуобинский, Ангаро-Ленский) характеризуются относительной приподнятостью фундамента. В их сторону чаще всего и происходила латеральная миграция флюидов. Основная разгрузка флюидов сосредоточивалась в зонах сочленения мобильных и стабильных участков.

Преимущественное перемещение флюидов в трапповых регионах имело в основном юго-восточную ориентировку, а в шарьяж-ных - противоположную направленность. Мигрирующие флюиды разгружались вблизи фронтальных частей распространения траппов и шарьяжей.

В результате на юге Сибирской платформы выделено несколько поясов повышенного содержания скоплений нефти и газа, соединяющихся в сводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы. Основной из них образует полукольцо вокруг Байкало-Патомского нагорья. Он представлен четко выраженной цепью скоплений УВ, в которую входят Ковыктинское, Марковское, Ярактинское, Аянское, Дулисьминское, Даниловское, Верхнечонское, Тымпучиканское, Чаяндинское, Среднеботуобинское, Хотого-Мурбайское, Тас-Юряхское, Иктехское, Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское и Бысахтахское месторождения. Генезис этого пояса определялся преимущественно разгрузкой флюидов, выжимаемых со стороны

Байкало-Патомского нагорья в период шарьяжеобразования (Мигурский, 1995а). Однако на отрезке пояса между Ковыктинской и Тас-Юряхской площадями несомненен и вклад в его становление траппового магматизма (Мигурский,19956).

Достаточно уверенно картируется пояс, связанный с северной границей Усольского силла. Он проходит между Даниловской, Кий-ской, Собинской площадями, огибает Чадобецкое поднятие, следует до Юрубчено-Тохомской зоны и далее на запад. На участке Даниловская - Кийская площади фиксируется наложение фронтов разгрузки флюидов Усольского силла и северного поля трапповых интрузий. В региональном плане этот пояс субширотен и близок выявленному ранее А.Э.Конторовичем и др.(Перспективы..., 1978; Конторович и др.,1982) "главному поясу нефтеносности", включавшему Байкитскую, Непско-Ботуобинскую антеклизы и разделяющую их Катангскую седловину. В пределах субширотного пояса открыты Оморинское, Юрубчено-Тохомское, Собинское, Пайгин-ское, и Даниловское месторождения нефти и газа. В его состав следует включить и крупное поле битумов, закартированное между Кийской и Даниловской площадями.

Весьма вероятно влияние траппообразования и для субмеридионального пояса, отходящего от основного к северу в районе Тас-Юряхской площади. Он прослежен до Иреляхской площади и далее уходит в сторону Сюгджерской седловины. В зону его влияния входят Тас-Юряхское, Нелбинское, Маччобинское, Иреляхское скопления УВ.

Недостаточно изучены пояса разгрузки флюидов вдоль южной границы Усольского силла, на внутреннем участке его отстутствия в районе р. Куты. Единичные притоки нефти и газа на Рудовской, Балыхтинской, Верхнетирской, Большетирской и Непской площадях свидетельствуют о необходимости более пристального изучения этих участков.

Конкретное положение скоплений УВ в выделенных поясах определялось, видимо, ловушками, созданными в условиях сдвиговой и раздвиговой обстановок. Это касается и литологических (Оморинское, Ковыктинское, Ярактинское, Дулнсьминское и другие месторождения), и антиклинальных (Собинское, Имбинское, Сред-неботуобинское, Верхневилючанское, Бысахтахское и другие месторождения) типов ловушек. Присутствие сдвигов или раздвигов на еще не изученных участках выделенных поясов должно быть показателем более детального их изучения для постановки поисковых работ. К таким участкам следует отнести узлы пересечения Каймо-новским, Заярским, Точерским, Илимо-Киренгским разломами южной, восточной и северной границ Усольского силла; участок сочленения Ербогачено-Чуйского разлома с Чайкинским поднятием, где

происходило интенсивное скучивание аллохтонных структур и, следовательно, протекала активная разгрузка флюидов в автохтоне.

Несколько иная ситуация наблюдается в оценке нефтегазонос-ности аллохтонных структур в пределах Байкало-Патомского региона. Здесь перспективные земли различных категорий имеют концентрическую зональность с нарастанием перспектив к центральной части (тирское положение детачмента) Предпатомского регионального прогиба.

Дизъюнктивная тектоника сыграла важнейшую роль в размещении месторождений нефти и газа на юге Сибирской платформы и их строении. Расколы и надвиги привели к поясному распределению перспективных земель на юге Сибирской платформы. Однако, на размещение скоплений УВ влияли и сдвиги и раздвиги. Первые способствовали возникновению линейности в распределении залежей нефти и газа, вторые создавали более ареальное деление перспективных земель. В совокупности анализ нефтегазопоисковых аспектов всех этих нарушений позволяет осуществлять зональный и локальный прогнозы скоплений УВ.

Очевидно, что разработанные приемы нефтегазоперспективно-го районирования по поисковым критериям дизъюнктивной тектоники могут и должны быть апробированы в других регионах платформенного строения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных исследований установлено дифференцированное воздействие на онтогенез УВ кинематически разных разломов. Рифтогенез явился причиной формирования большей части нефтегазоносных бассейнов, способствовал накоплению основных нефтематеринских толщ, а в совокупности с синхронными сдвигами - созданию конседиментационных структурных и литоло-гических ловушек. Главные фазы латеральной миграции УВ связаны с процессами шарьяжеобразования. Влияние траппового магматизма сказалось в отжатии нефти и газа от очаговых областей к периферии крупных пластовых интрузий. Сдвиговые нарушения приводили к полосному распределению земель повышенной перспективности. Ширина этих полос в среднем составляет 5% от длины сдвигов. Узлы пересечения разломов различных генераций более благоприятны для создания ловушек УВ и должны обязательно учитываться при локальном прогнозе.

Для южной части Сибирской платформы впервые в нефтегазо-геологических исследованиях осуществлен детальный анализ воздействия различных разломов на онтогенез УВ. Определяющими процессами в региональном распределении скоплений УВ явились

рифтогенез, шарьяжеобразование и трапповый магматизм. Сдвиговые нарушения создают локальные ловушки нефти и газа.

Автором совместно с В.С.Старосельцевым в начале 80-х годов была разработана концепция крупномасштабного шарьяжеобразо-вания в Байкало-Патомском регионе. В середине 80-х годов автором предложена гипотеза динамического воздействия траппового магматизма на продуктивные породы с преимущественным отжатием флюидов от центральных районов крупных силлов к их периферии.

Совместный анализ дизъюнктивных нарушений позволил наметить первоочередные объекты для постановки поисковых работ. В их числе Чичикано-Хамакинская рифтовая ступень, пояса повышенной перспективности вдоль фронтов шарьяжных дислокаций, и крупных трапповых силлов, а также узлы пересечения этих поясов сдвигами. Установлена связь части подготовленных сейсморазведкой по подсолевым горизонтам, но не подтвердившихся после бурения скважин, структур (Купская, Жеронская, Жарковская) с более высоко расположенными надынтрузивными поднятиями. Скорее всего, надтрапповым является и непроверенное бурением Кытым-ское поднятие, расположенное между Купской и Жеронской площадями. В связи с этим, рекомендуется вывести его из фонда подготовленных структур (Мигурский, Старосельцев,1996).

Впервые для юга Сибирской платформы построены схемы па-леоперспектив нефтегазоносности на рубежи важнейших тектонических перестроек (конец раннего силура, раннего девона, раннего триаса и постраннемеловое время), отразившие историю формирования месторождений нефти и газа.

В теоретическом отношении выполненная работа по полноте исследования связей нефтегазоносности с дизъюнктивной тектоникой не имеет аналогов в мире и является крупным научным обобщением по этой проблеме. Использование результатов диссертации существенным образом скажется на развитии нефтегазогеологиче-ской науки, повлияет на эффективность нефтегазопоисковых работ на Сибирской платформе и в других платформенных регионах России.

Результаты разработок автора нашли применение в научных и практических исследованиях различных коллективов геологов. В частности, схема основных разломов юга Сибирской платформы, составленная автором (Мигурский, 1985ф), была использована рядом сибирских ученых (Непско-...,1986). Концепция крупномасштабного шарьяжеобразования в Байкало-Патомском регионе подтверждена в последующем исследованиями якутских (К.И.Микулен-ко, В.В.Гайдук и др.,ЯИГН СО РАН), и иркутских (В.К.Александров, В.И.Сизых и др.,ИЗК СО РАН, ГЛ.Митрофанов и др., Вос-тСибНИИГГиМС) геологов. Специалистами ПГО "Аэрогеология"

были осуществлены космофотогеологические работы по проверке шарьяжной природы выхода венд-рифейских пород среди поля нижнего протерозоя в бассейне р. Бол.Чуи и подтверждена наша (Мигурский, Старосельцев,1983) модель "тектонического окна" (Быков, Биджиев,1990).

К не решенным до сих пор вопросам связей нефтегазоносности с дизъюнктивной тектоникой относится неясность тектонической природы коллекторов в Юрубчено-Тохомской зоне. Во многом гипотетичны варианты строения Иркинеево-Чадобецкого авлакоге-на, особенно замыкания его юго-восточной ветви. Есть сложности с обоснованием рифтовой природы рифейско-вендской Байкало-Патомской и среднепалеозойской Вилюйской палеодепрессий. Нет полной ясности по влиянию разломов на формирование неантиклинальных ловушек. До настоящего времени многовариантны представления о тектонической природе Бысахтахского поднятия. Все эти вопросы в основном связаны с недостатком фактического материала.

СПИСОК ОСНОВНЫХ РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Мигурский A.B. Возможные тектонические последствия внедрения магматического расплава в осадочный чехол (на примере западной части Сибирской платформы) // Новые данные по тектонике нефтегазоносных областей Сибири.-Новосибирск: СНИИГГиМС, 1979.-С.51-58.

Мигурский A.B., Мазаева П.К. Зоны сдвигов Непско-Ботуобинской антеклизы и их возможное влияние на нефтегазоносность // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сибирской платформы.-Новосибирск: СНИИГГиМС, 1980.-С.66-76.

Мигурский A.B. Трапповый магматизм и непские дислокации // Тектоника нефтегазоносных областей Сибири.-Новосибирск, СНИИГГиМС, 1983.-С.97-103.

Мигурский A.B., Староселъцев B.C. О надвигах на севере Байкало-Патомского нагорья в связи с нефтегазоносностью // Тезисы докладов научно-практической конференции "Проблемы методики поиска, разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений Якутской АСССР". Ч.1.-Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1983.-C.33-35.

Мигурский A.B. Динамическое воздействие траппового магматизма на нефтегазоносность Непско-Ботуобинской антеклизы // Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Сибирской платформы.-Новосибирск: СНИИГГиМС, 1986.-С.26-34.

Мегакомплексы и глубинная структура земной коры нефтегазоносных провинций Сибирской платформы I М.П.Гришин, В.С.Старосельцев, В.С.Сурков..., A.B.Мигурский и др.-М.: Недра, 1987.-204с.

Влияние траппового магматизма на флюидодинамический режим нефтегазоносных областей Сибирской платформы / А.В.Мигурский, Г.Ф.Попелуха, В.С.Старосельцев, А.В.Хоменко // Флюидодинамический

фактор в тектонике и нефтегазоносное™ осадочных бассейнов.-М.: Наука, 1989.-С.85-89.

Мигурский А.В., Старосельцев B.C. Шарьяжное строение зоны сочленения Сибирской платформы с Байкало-Патомским нагорьем // Советская геология, 1989а.-№ 7.-С.9-15.

Мигурский А.В., Старосельцев B.C. Особенности строения зоны сочленения Сибирской платформы с Байкало-Патомской складчатой областью // Результаты региональных геолого-геофизических исследований Сибири,- Новосибирск: СНИИГГиМС, 19896.-С.49-56.

Geology and hydrocarbon potential of the Siberian platform (Russia). V. 1. Nepa-Botuoba region / A.E.Kontorovich, G.G.Shemin, D.I.Drobot..., A.V.Migursky et al.-"Tairus-oil" Novosibirsk, Petroconsultants, 1992.-293p.

Geology.... V.3. Angara-Lena region / A.E.Kontorovich, M.M.Mandel'baum N.V.Melnikov, A.V.Migursky et al.-Petroconsultants, 1993.-164p.

Geology.... V.4 Baykit region / A.E.Kontorovich, N.V.Melnikov, S.A.Kashchenko..., A.V.Migursky et al.-Petroconsultants, 1993.-228p.

Мигурский А.В. Межблоковые дислокации и нефтегазоносность юга Сибирской платформы // Блоковое строение земной коры и нефтегазоносность: Тез. докл.-С.-П.: ВНИГРИ, 1994.-С.82-83.

Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып.6. Байкитский регион / А.Э.Конторович, Н.В.Мельников, В.С.Сурков..., А.В.Мигурский и др.-Новосибирск, 1994а.-52с.

Нефтегазоносные.... Вып.7. Непско-Ботуобинский регион / А.Э.Конторович, В.С.Сурков, А.А.Трофимук..., А.В.Мигурский и др.-Новосибирск, 1994.-76с.

Мигурский А.В. Перспективы нефтегазоносности шарьяжных дислокаций в зоне сочленения Сибирской платформы с Байкало-Патомским нагорьем // Результаты работ по межведомственной региональной программе "Поиск" за 1992-1993 годы. Ч. 1 .-Новосибирск, НИЦ ОИГГМ СО РАН, 1995а.-С.174-178.-

Мигурский А.В. Трапповый магматизм и флюидодинамика венд-кембрийских отложений южной половины Сибирской платформы И Там же,- 19956.-С.149-152.

Нефтегазоносные.... Вып.8. Иркутский бассейн / А.Э.Конторович, Н.В.Мельников, В.Н.Воробьев..., А.В.Мигурский и др.-Новосибирск, 1995.-59с.

Мигурский А.В., Старосельцев B.C. Шарьяжеобразование, трапповый магматизм и распределение нефти и газа на юге Сибирской платформы // Геология и проблемы поисков новых крупных месторождений нефти и газа в Сибири. Часть II.-Новосибирск: СНИИГГиМС, 1996.-С.46-48.

Migursky А. V. Petroleum exploration aspects of trappean and overthrust formation on the southern Siberian Platform // 30th international geological congress. Abstracts V.2. Beijing, China, 1996.-P.295.

Мигурский А.В., Старосельцев B.C. Особенности формирования скоплений нефти и газа в различных геодинамических обстановках // III Международная конференция "Новые идеи в науках о Земле". Тез. докл.-М.: 1997.-Т.1.-С.231.