Складчато-надвиговые зоны восточного и южногообрамления Восточно-Европейской платформы:строение и новые направления поисков нефти и газа

Соборнов, Константин Олегович

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Складчато-надвиговые зоны восточного и южногообрамления Восточно-Европейской платформы:строение и новые направления поисков нефти и газа
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Складчато-надвиговые зоны восточного и южногообрамления Восточно-Европейской платформы:строение и новые направления поисков нефти и газа"

Всероссийский научно-исследовательский геологоразведочнный нефтяной институт ВНИГНИ

На правах рукописи УДК553.98:551.24 (470.4, 470.6)

СОБОРНОВ КОНСТАНТИН ОЛЕГОВИЧ

Скпадчато-надвиговые зоны восточного и южного обрамления Восточно-Европейской платформы: строение и новые направления поисков нефти и газа

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Ч*

Л/

Всероссийский научно-исследовательский геологоразведочнный нефтяной институт ВНИГНИ

На правах рукописи УДК 553.98:551.24 (470.4, 470.6)

СОБОРНОВ КОНСТАНТИН ОЛЕГОВИЧ

Складчато-надвиговые зоны восточного и южного обрамления Восточно-Европейской платформы: строение и новые направления поисков нефти и газа

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Работа выполнена во Всероссийском научно-исследовательском геологоразведочном нефтяном институте (ВНИГНИ) и нефтяной компании ЮКОС

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, академик РАН, профессор В.Е. Хаин, доктор геолого-минералогических наук Л.М. Натапов, доктор геолого-минералогических наукАИ. Петров

Ведущая организация: Государственная академия нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита состоится ^ апреля 1997 г. в ^ часов на заседании Специализированного совета Д-071.05.01 при Всероссийском научно-исследовательском геологоразведочном нефтяном институте (ВНИГНИ) по адресу: 105819, Москва, шоссе Энтузиастов 36.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института.

Автореферат разослан " 21" марта 1997 г.

Ученый секретарь диссертационного совета при ВНИГНИ кандидат геолого-минералогических наук

Т.Д. Иванова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования. Последние полтора десятилетия ознаменовались открытием целого ряда крупных и уникальных месторождений нефти и газа в пределах складчато-надвиговых поясов. Многие из них были обнаружены в районах традиционной нефтедобычи, где работы на нефть и газ велись в течении десятилетий. Это стало возможным, главным образом, благодаря появлению качественно новой сейсмической информации. Комплексное изучение новых геолого-геофизических данных о структуре складчато-надвиговых поясов с использованием современных структурно-геологических разработок позволило существенным образом модернизировать представления о их строении и нефтегазоносном потенциале. Этим определяется актуальность данного исследования.

Выбор объекта настоящего исследования, складчато-надвиговых зон восточного и южного обрамления Восточно-Европейской платформы, не случаен. Они входят в состав крупнейших нефтегазоносных бассейнов России и Казахстана - Тимано-Печорского, Волга-Уральского, Прикаспийского, Предкав-казско-Мангышлакского. За последние полтора десятилетия здесь были проведены большие объемы бурения и сейсморазведки. Изучение этих данных позволило пересмотреть традиционные представления о глубинном строении этих районов и выявить новые направления поисковых работ. В этих районах существует развитая инфраструктура нефтегазовой промышленности, через них проходят нефте- и газопроводы. Это делает возможным рентабельное освоение их нефтегазоносного потенциала в ближайшей перспективе. Кроме этого, совместное рассмотрение строения восточных и южных окраин платформы в региональном апитно-текгоническом контексте позволяет выявить взаимосвязь развития складчатых поясов и нефтегазоносности прилегающих бассейнов.

Целью работы является определение глубинной структуры складчато-надвиговых зон восточного и южного обрамления Восточно-Европейской платформы и выявление основных направлений поисковых работ на нефть и газ. Для достижения этой цели потребовалось решить следующие задачи: - изучить и обобщить данные, характеризующих строение, развитие и нефтегазоносность складчато-надвиговых поясов;

- на новой теоретической основе проанализировать геолого-геофизические данные по строению складчато-надвиговых зон восточного и южного обрамлений Восточно-Европейской платформы и модернизировать структурные модели этих регионов;

- выделить перспективные объекты поисковых работ на нефть и газ в пределах этих складчато-надвиговых зон.

Научная новизна. В работе обобщены современные данные по геологическому строению Восточно-Кавказского и Уральского поясов надвигов, и прилегающих районов Восточно-Европейской платформы. Показано, что развитие окраинно-платформенных складчатых поясов в значительной влияло на формирование прилегающих бассейнов, определяя образование несогласий, накопление солей, грубообломочных отложений и др. Документировано широкое распространение вдвиговых структур во фронтальных зонах складчатых поясов. В Терско-Сунженской зоне Восточно-Кавказского пояса надвигов и Северном Предуралье обосновано наличие региональных пластовых срывов по соленос-ным отложениям :?.. Дана количественная оценка величины суммарных перемещений за счет складчато-надвиговых деформаций для различных районов Урала и Кавказа. Уточнен возраст и временная последовательность складчато-надвиговых деформаций в ряде исследованных районов. На конкретном фактическом материале разработана новая морфологическая типизация складчато-надвиговых зон, предусматривающая выделение надвигового, едвигового и покровного структурных стилей деформаций фронтов поясов надвигов. На основе этой типизации разработана схема районирования Восточно-Кавказского и Уральского поясов надвигов по структурным стилям деформаций.

Практическая значимость и реализация результатов работы. В результате проведенных исследований выделены районы, в пределах которых предлагается сосредоточить поисково-разведочные работы на нефть и газ. К их числу отнесены фронтальные части вдвиговых аллохтонных комплексов в Предгорном Дагестане, Верхнепечорской впадине, гряде Чернышева. В этих районах перспективными являются внутричехольные вдвиговые пластины. Потенциальным ловушками в их пределах являются крупные неопоискованные антиклинальные складки, находящиеся в лобовых частях надвинутых друг на друга аллохтонных пластин. Установлены районы, расположенные во внутренней части

пояса надвигов Урала, где перспективные на нефть и газ складчатые платформенные отложения перекрыты пластинами докембрийских пород (северная часть Центрально-Уральского поднятия) и аллохтонными толщами пород океанического происхождения (Лемвинский и Зилаирский синклинории, Сакмарский аллохтон). Автохтонный комплекс надвиговых зон наиболее перспективен в области поднадвигового продолжения бортовых инверсионных валов Печоро-Колвинского авлакогена на Северном Урале.

Разработанные автором практические рекомендации были одобрены ведущими специалистами и используются при проведении поисково-разведочных работ на нефть и Г&з АО "Дагенефть", ГГП "Печорагеофизика" (в настоящее время АО "Севергеофизика"), "Ухтанефтегазгеология", АО "Севергазпром".

Апробация работы. Основные результаты диссертации излагались автором на нескольких международных конференциях: конференциях Американской ассоциации геологов нефтяников (Гаага, 1993; Денвер, 1994; Хьюстон, 1995); Европейской ассоциации геоученых и инженеров (Глазго, 1995; Амстердам, 1996); Американского геологического общества (Хьюстон, 1992); международном симпозиуме по изучению континентов и их окраин сейсмическими методами (Банфф, 1992); Канадского общества геологов-нефтяников (Калгари, 1993, 1994); Европейского союза геологических наук (Страсбург, 1993); на совещаниях по международной программе "Европроба" (Москва, 1990; Заречное 1992; Эзо-ра, 1994; Киев, 1994; Гурзуф, 1996; Санкт-Петербург, 1997); всесоюзных и всероссийских совещаниях и конференциях по проблемам тектоники и нефтегазо-носности (Баку, 1986; Махачкала, 1986; Фрунзе, 1988; Чернигов, 1990; Москва, 1992; Уфа, 1992; Санкт-Петербург, 1996 и др.). Один из международных симпозиумов (Калгари, 1994) был целиком посвящен структурной геологии, нефтега-зоносности и моделированию (физическому и математическому) зон вдвигов.

По теме диссертации в ведущих российских и зарубежных изданиях опубликовано свыше 40 статей и 1 монография (в соавторстве). Часть результатов исследований была включена в 11 научных отчетов, выполненных по заказу ПО «Дагнефть», ГГП «Печорагеофизика», Роскомнедра.

Фактическими материалами, положенными в основу диссертации, явились личные исследования автора в период с 1981 по 1997 г., который принимал участие в научно-исследовательских работах Геологического факультета МГУ им. Ломоносова, ВНИГНИ и Дирекции геологии НК ЮКОС. Кроме этого, за ука-

эанный период автор прошел стажировки в крупных исследовательских центрах за рубежом - в Университете г. Калгари (Канада) и Корнельском Университете (США), где изучал современные методы сейсмической интерпретации и структурно-геологических исследований. Для геологических исследований были использованы материалы бурения свыше 500 скважин, около 120 сейсмических профилей, фондовые материалы Росгеолфонда, ВНИГНИ, ИГиРГИ, АО "Дагнефть", треста Трознефтегеофизика", ГГП "Печорагеофизика", "Пермнефтегеофизика", "Башнефтегеофизика", а также большое количество отечественных и зарубежных публикаций.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на страницах, включает 156 рисунков и фотографий, 5 таблиц. Список использованной литературы содержит 254 наименований.

В процессе работы автор пользовался всесторонней помощью и консультациями B.C. Шеина. Большую помощь в работе оказали A.C. Бушуев, A.C. Воинов, Ю.А. Волож, З.К. Даштиев, М О. Джабраилов, М.А. Камалетдинов, К.А. Кле-щев, B.C. Коваленко, Н.В. Короновский, H.A. Малышев, Е Л. Меламуд, Д А. Мир-зоев, A.M. Никишин, А.Н. Обухов, В.М. Пирбудагов, И.В. Пузанова, В.Н. Пучков, В.Б. Ростовщиков, В.В. Семенович, A.A. Скрипий, Б.А. Соколов, В.Б. Соколов, Ю.П. Смирнов, П.П. Тарасов, Д.Ш. Шапиев, В.Ф. Шарафутдинов, Ф.Г. Шарафут-динов, И А. Щекотова, В.В. Юдин, Г.Е. Яковлев и другие. Чрезвычайно полезными для подготовки настоящей работы имели научные контакты с рядом зарубежных ученых, среди которых необходимо назвать А. Баяли, Д. Джи, П. Джонса, Дж. Кнаппа, Ф. Кука, А. Ньюсона, Ф. Пиху, Д. Спратт, Р. Хатчера и П. Циглера.

Автор считает своим долгом отметить поддержку и помощь в подготовке диссертации, оказанные ведущими специалистами Дирекции геологии НК ЮКОС А.П. Афанасенковым и В.З. Карпушиным.

Гпава 1 Особенности строения складчато-надвиговых поясов в связи с их нефтегазоносностью

Как известно и геология как наука, и нефтяная промышленность зародилась в пределах складчатых поясов. Главную роль в освоении этих районов

сыграло то, что здесь издавна были известны многочисленные поверхностные нефтегаэопроявления. Первая нефтяная скважина был : пробурена в 1848 г в урочище Биби-Эйбат, вблизи г. Баку (Детин, 1976). В дальнейшем поиски нефти получили развитие на Северном Кавказе, Аппалачах и других предгорных складчатых районах. Объектами поисков являлись антиклинальные складки, выраженные в приповерхностных слоях. Их последовательное разбуривание привело к открытию многих месторождений и обеспечило развитие нефтедобычи на многие десятилетия. Особенно результативными были поиски нефтяных и газовых месторождений в предгорьях Загроса, Северного Кавказа, Карпат, Кордильер, Урала, Ферганского бассейна. Геологические запасы крупнейших месторождений складчато-надвигового пояса Загроса составляют: Ахваз - 2,4 млрд. т. нефти, Киркук - 2,1 млрд. т., Гечсаран 2 0 млрд. т. (Perrodon, 1983). Месторождения этого региона характеризуются уникальными добывными возможностями - устойчивые дебиты нефтяных скважин достигали 8 тыс. т/сут. (Оруджев, 1965) В СССР в поясах надвигов было открыто свыше 150 месторождений нефти и газа (Клещев и др., 1991). Р. складчато-надвиговых зонах Предуралья и Предкавказья известно более 70 месторождений нефти и газа. Крупнейшим из них является уникальное газоконденсатное месторождение Вук-тыл на Северном Урале. Ряд крупных нефтяных месторождений открыт в Тер-ско-Сунженской зоне Предкавказья (Старогрозненское, Малгобекское, Карабу-лакское, Брагунское и др.). Накопленная добыча на месторождениях складчато-надвиговых зон Урала и Восточного Предкавказья превышает 1 млрд. т условного топлива

Со временем фонд традиционных поисковых объектов - антикликлиналь-ных складск выраженных в приповерхностных слоях, значительно сократился Особенно заметно эта тенденция обозначилась в 1970-х г.г. Для открытия новых залежей требовалось бурение на большие глубины. Эффективность этих работ часто оказывалась низкой. Многие из глубоких скважин либо не достигли целевых горизонтов, либо вскрыли их в неблагоприятных структурных условиях. Так например, в Предгорном Дагестане в 1960-70-х г.г было пробурено более 60 глубоких поисковых скважин на мезозойские отложения, давших лишь незначительный прирост запасов нефти.и газа Оказалось, что глубинное строение многих складчато-надвиговых зон не соответствовало тем структурным концепциям, на которых основывались поиски. Длинная череда неудач привела

к тому, что многие специалисты стали склонятся в сторону негативной оценки нефтегазового потенциала складчато-надвиговых зон.

К счастью, пессимистическим прогнозам было не суждено сбыться. В 1980-х г.г. - первой половине 1990-х г.г. в разных районах мира были открыты новые крупные месторождения Среди них, в первую очередь, следует назвать крупные и уникальные месторождения Кузиана в Колумбии, Эль-Фуриаль, Эль-Карито, Мусипан и др. в Венесуэле, Суканка и Мус-Маунтин в канадских Кордильерах, Димитровское газоконде>.сатное месторождение Предгорного Дагестана, поднадвиговую залежь месторождения Карамай в Джунгарсксм бассейне Китая, ряд месторождений Скалистых гор США (Соколов. Хаин, 1982; Кучерук, Ушаков, 1985; Максимов и др., 1987; Клещев и др., 1991; Lovell, 1985; Тапег et al., 1988; Duval et al., 1995; Cooper et al., 1995). Принципиально важно то, что многие из этих месторождений были обнаружены в районах традиционной нефтедобычи - там, где поиски велись многие десятилетия. Открытие новых этажей нефтегазоносности дало им вторую жизнь. Показательно, что в 1995 г. Венесуэле - стране, обладающей богатейшими нефтяными месторождениями, лидером по добыче нефти (14,8 млн. т/год) стало новое месторождение Эль-Фурриаль заключенное в пределах Восточно-Венесуэльского склэдчато-надвигового пояса (Coopereta!., 1995)

Новый этап в развитии поисковых работ на нефть и газ в складчато-надвиговых поясах был связан с появлением качественно новой сейсмической информации. Комплексное изучение сейсмических данных вместе с материалами других видов исследований позволило существенно детализировать, а в ряде случаев и радикально переинтерпретировать структуру многих складчато-надвиговых поясов (Jones, 1982; Bally et al., 1983, Lovell, 1985 и др.). Ценность данных сейсмических исследований состояла в том, что они (1) осветили строение этих зон на глубинах, не доступных для бурения, и (2) показали взаимоотношения различных структурных комплексов в непрерывном разрезе, что ранее было не возможно в силу "точечного" одномерного хараетера данных бурения.

Изучение материалов сейсморазведки показало, что надвиги пользуются значительно большим распространением, чем это представлялось в прошлом. На материале Аппалачей, Кордильер, а затем и других горно-складчатых сооружений было показано, что суммарная величина поперечного сокращения длины слоев за счет складок и надвигов в складчатых поясах достигает 600 км (Cook et

al., 1979; Хаин, Соколов, 1982, 1984; Bally et al., 1983). При этом скпадчато-надвиговые пояса часто представляют собой существенно аллохтонные структуры, подстилаемые пологозалегающими породами чехла и фундамента. Кроме этого, было установлено структурное многообразие складчато-надвиговых зон. Если раньше господствовали представления, согласно которым строение этих зон определяется моновергентными надвигами со смеетителями, достигающими современной или палеоэрозионной поверхности, то новые данные показали, что это часто не так. Во многих складчато-надвиговых поясах было установлено широкое распространение вдвигов, субпластовых срывов, структур, образованных за счет инверсии сбросов, а также разнообразных гибридных структур (Jones, 1982; Bally et al., 1983; Lovell, 1985 и др.). Особое внимание заслуживают зоны вдвигов. Это объясняется тем, что о них стало известно сравнительно недавно. Кроме этого, в их пределах установлены крупные запасы нефти и газа.

Вдвиги представляют собой разновидность надвиговых деформаций. Они состоят из пологих разрывов встречного падения, которые ограничивают снизу и сверху клиновидную аллохтонную пластину и сливаются друг с другом перед фронтом деформаций (рис. 1).

Постдеформационное несогласие

Рис. 1. Схематический поперечный разрез вдвиговой зоны.

Изучение строения вдвиговых зон в России и за рубежом позволяет выделить следующие их морфологические признаки:

-существование сливающихся друг с другом встречных надвигов, ограничивающих клиновидный аллохтонные комплекс снизу (подошвенный надвиг) и сверху (кровельный надвиг);

- различная степень деформированности отложений аллохтонного клина, подстилающих и перекрывающих толщ;

• выдержанность толщин слоев кровельного комплекса и огибание ими вдвигового аллохтона;

- соответствие высоты кровельной моноклинали толщине фронтальной части аллохтонного клина.

Последние два признака указывает на то, что вдвиговые деформации происходили после накопления отложений кровельного комплекса (паравтохтона) и были вызваны его пассивным воздыманием. Датируется возраст вдвиговых деформаций по появлению синорогенных отложений и углового несогласия, срезающего деформированные слои. Условиями образования вдвигов являются:

- реологическая стратифицированность слоистой среды, что в условиях горизонтального сжатия способствует расслоению осадочного чехла вдоль пластичных горизонтов на тектонические пластины;

- более высокая плотность пород аллохтонного комплекса, чем у вышележащих отложений, что способствует внутричехольному перемещению апло-хтонных пластин, не позволяя им «всплыть» на поверхность;

- пологое залегание поднадвигового основания, что делает равновероятным (при прочих равных условиях) образование как надвигов генеральной, так и противоположной вергентности.

Сочетание этих факторов обеспечивает преимущественное развитие вдвиговых структур.

Субпластовыа срывы представляют собой разрывные нарушения, угол падения поверхностей сместителей которых по отношению слоистости вмещающих отложений близок к 0°. Такие разрывные нарушения приурочены к пластичным горизонтам, таким как соли, обводненные глины, способным проявлять себя в качестве поверхностей расслоения и скольжения прилегающих слоистых массивов горных пород. В горно-складчатых областях они были известны давно. По-другому дело обстояло в прилегающих бассейнах. Доказать их существование по данным бурения было крайне сложно, так как в скважинах трудно определить угол падения разлома. Если же расслоение происходило без видимого стратиграфического удвоения, то это становилось просто невозможным. Только появление качественных региональных сейсмических разрезов позволи-

ло увидеть и сопоставить разрозненные признаки этих нарушений и протрассировать субпластовые срывы. Как правило, признаком субпластовых срывов является наличие нарушений, выполаживающихся на определенном стратиграфическом уровне.

Инверсионные зоны представляют собой приразломные структуры, в пределах которых сбросы были трансформированы в надвигу! за счет изменения направления движения на противоположное. Характерным признаком этих структур является своеобразное клиновидное седиментационное тело, которое формировалось в пределах асимметричных присбросовых прогибов. Многие разрывы имеют листрическую морфологию и глубокое заложение, проникая в фундамент. К ним приурочены крупные валы. Примером таких структур являются бортовые антиклинальные валы Печоро-Колвинского авлакогена (Соборное, Яковлев, 1992). Инверсионные структуры возникают под влиянием внутриплитных напряжений, производных от столкновений плит. Установлено, что зоны компрессионной реактивации сбросов могут располагаться на расстоянии до 1400 км от коллизионных орогенов (Бед!ег, 1996).

Глава 2 Формирование складчато-надвиговых поясов и нефтегазоносность восточной и южной окраин Восточно-Европейской платформы

Изучению влияния геодинамических процессов на нефтегазоносность посвящены работы многих исследователей (Нефтегазоносность..., 1978; Амурский, Берето, 1980; Галимов, 1980; Соколов, Хаин, 1982, 1984 и др.; Шеин, Клещев, 1984; Соловьев, 1986; Габриэлянц и др., 1989; Банковский и др., 1990; Клещев и др., 1991, 1995 й др.). Результатом этих работ стало растущее понимание того, что геодинамические процессы оказывают чрезвычайно важное и многообразное влияние на процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления. При этом условием объективной оценки нефтегазоносного потенциала является изучение процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в региональном плит-но-тектоническом контексте.' Важность подобного исследования обусловлена тем, что геодинамические процессы, вызванные взаимодействием литосферных плит, оказывают большое влияние на ход геологического развития обширных

районов, в том числе и тех, которые удалены на многие сотни километров от зон коллизии (Bally et al, 1983; Зоненшайн и др., 1990; Хаин, Ломизе, 1995; Ziegler, 1996). Важно отметить, что это влияние проявлялось в течении длительного времени, предшествуя и продолжаясь после основных эпох складчатости. По этой причине представляется необходимым рассмотреть связь формирования складчато-надвиговых поясов Урала и Кавказа с нефтегазоносностью прилегающих бассейнов Восточно-Европейской платформы.

Формирование Кавказа и Урала было вызвано схождением, а затем столкновением Восточно-Европейской платформы (вместе со спаявшимися с ней Печорской и Скифской плитами) с вулканическими дугами и инородными континентальными плитами. Эти геодинамические процессы носили импульсный характер и продолжались в течении длительного времени. Эпизоды коллизионного сжатия континентальной окраины сопровождались изменениями в условиях осадконакопления - появлении в разрезе прослоев грубообломочного материала, формировании стратиграфических несогласий, поднятием и выщелачиванием ранее накопленных отложений и др. Их образование объясняется проявлением внутриплитных напряжений сжатия, которые вызывают дпиннопе-риодные складки в теле платформы, а также приводят к инверсионной реактивации структур растяжения (Cloetingh, 1988; Хаин, Ломизе, 1995; Nikishin et al., 1996 и др.).

Предуралье

Столкновение платформы с Тагильской вулканической дугой в конце раннего девона привело к значительной перестройке структурного плана северного и центрального Предуралья. С этим эпизодом сжатия связано общее поднятие на севере Тимано-Печорского бассейна, где произошел размыв нижнедевонских отложений. Это несогласие контролирует распространение крупных залежей нефти и газа в силурийско-нижнедевонских отложениях Варандей-Адзьвинской зоны и склонов Большеземельского свода (им. Титова и Требса и др.). Коллекторами на этих месторождениях служат кавернозные карбонаты, экранированные нижнефранскими глинистыми толщами. Последующее погружение привело к накоплению среднедевонских песчаников, которые представляют собой один из основных нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорского и Вол-го-Уральского бассейнов. Кроме того, в это время произошла частичная инвер-

сия сбросов, повлекшая за собой формирование Колвинского вала - крупнейшей зоны нефтегазонакопления Тимано-Печорского бассейна.

Коллизия окраины Восточно-Европейского континента с Магнитогорской дугой в конце турнейского века привело к общему поднятию окраины платформы и положил конец развитию Камско-Кинельской системы прогибов на окраине платформы и Зилаирскому флишевому трогу на Урале. Вслед за этим эпизодом сжатия, в визейским веке произошло накопление толщи терригенных отложений, которые являются одним из основных нефтегазоносных комплексов Волго-Уральского бассейна.

Столкновение Восточно-Европейской платформы с Валврьяноеской дугой в башкирском веке привело к поднятию южной части Предуралья. Подъем и длительный перерыв в осадконакоплении в зоне сочленения Урала и Прикаспийской впадины способствовали выщелачиванию визейско-башкирских известняков, которые являются важным нефтегазоносным комплексом в Западном Казахстане. Тем, что этот эпизод сжатия проявился в южной части Предуралья объясняется своеобразие состава верхнепалеозойских отложений этого района. В отличие от центральных и северных частей Предуралья, где верхнекаменно-угольно-нижнеартинские отложения представлены карбонатами, в его южной части накапливались преимущественно терригенные породы (Щекотова, 1990).

В пермское время произошла основная коллизия окраины ВосточноЕвропейского континента с континентальной Казахской плитой (Зоненшайн и др., 1990). Мощное тангенциальное сжатие вызвало формирование крупных складчато-надвиговых зон на значительном удалении от шва столкновения. При этом возникло крупное орогенное поднятие, перед которым происходило быстрое компенсационное погружение. В результате сформировались многочисленные и разнообразные ловушки углеводородов в передовых складах Урала. Кроме этого, произошло образование инверсированных валов во внутренних районах платформы.

Следующий эпизод сжатия имел место на рубеже триаса и юры. Он происходил на фоне общего сжатия южной и восточной окраин платформы. С одной стороны это сжатие было вызвано столкновением Евразии с Киммерийским континентом, с другой - её транспрессионным схождением с Сибирской платформой (Зоненшайн и др., 1990). В Предуралье в это время произошло формирование крупных складчато-надвиговых зон. С надвиго-сдвиговыми деформа-

циями этого времени связано, в частности, образование крупных валов- Гамбур-цева и Сорокина, гряды-Чернышева (Соборнов, Тарасов, 1992). Особенно большое развитие эти деформации имели в пределах Пайхойско-Новоземельского продолжения Уральского пояса надвигов. С приразломными антиклинальными складками здесь связан целый ряд крупных месторождений нефти - Варандей-ское, Приразломное и другие. Этот сжатия проявил себя на огромной площади. С ним связано прекращение развития рифтов Западной Сибири.

Последний эпизод сжатия Урала произошел в эпоху Альпийской складчатости (неоген-четвертичное время). На Урале и в Предуралье в это время произошел общий подъем, величина которого достигает 300-500 м (Борисевич и др., 1992 и др.). Этот процесс, по всей вероятности, привел к адиабатическому выделению крупных объемов газа. Поступление газа в одних случаях вызвало формирование новых залежей, а в других - переформирование существовавших. Вероятно, в этом кроется одна из причин преимущественной газоносности Уральского пояса надвигов. На юге Волго-Уральского бассейна возникли субширотные приразломные структуры - Жигулёвский и Оренбургский валы (Грязнов и др., 1967; Максимов и др., 1970). Образование этих валов связывается с внутриплитными напряжениями сжатия, вызванными развитием Аль-пийско-Гималайского складчатого пояса.

Предкавказье

В ходе альпийского развития Кавказа первым эпизодом сжатия явилось столкновение континентальной окраины с Закавказской вулканической дугой в конце средней юры. В результате замкнулся глубоководный осевой прогиб Большого Кавказа и на его месте возникла система поднятий, разделивших Кавказский бассейн на зону глубоководного флишевого трога и мелководный бассейн Восточного Предкавказья, В пределах последнего накапливались верх-нсюрско-меловые карбонатные отложения, содержащие прослои глинистых пород, обогащенных органическим веществом. Именно здесь в дальнейшем возникли богатые залежи нефти и газа. Структурная изоляция Восточного Предкавказья способствовала тому, что в Терско-Сунженской зоне в титонском веке накапливались соли. В дальнейшем они оказались одним из главных факторов структурного развития этой зоны, явившись поверхностью регионального расслоения осадочного чехла.

Альпийский орогенез, начавшийся в конце миоцена, вызвал общую перестройку структурного плана региона. В это время возникло большинство месторождений нефти и газа передовых складок Предкавказья (Закономерности..., 1980). Быстрое погружение передовых прогибов способствовало ускорению генерации нефти и газа и их аккумуляции.

Являясь молодым коллизионным складчатым поясом, Кавказ наглядно показывает структурное значение конфигурации взаимодействующих плит. Из-за неконформности очертаний континентальной окраины, Аравийской и Закавказской плит, скЬадчато-надвиговые деформации происходили асинхронно и усложнялись сдвиговыми перемещениями. Распределение деформаций здесь определяется северным перемещением Аравийской плиты, которая в виде клина врезается в пределы Скифской плиты Восточно-Европейской платформы (Philip et al., 1989; Короновский, 1994). При этом Дагестанский клин, расположенный на "острие" Аравийского выступа, испытывает наиболее напряженные деформации. В то же время район Сиазаньской моноклинали оказался во фланговой зоне пояса надвигов, ограничивающей Восточно-Кавказский пояс надвигов с востока. Здесь на общее сжатие наложипись правосторонние сдвиговые деформации.

Гпава 3 Строение и Нефтегазоносность Восточно-Кавказского пояса надвигов

В структурном отношении Большой Кавказ представляет собой взброшенный край Скифской плиты (спаявшейся с Восточно-Европейской платформой в конце палеозоя), под которую погружается Закавказская плита. Сочленение этих плит проходит по зоне Главного Кавказского надвига, протягивающегося вдоль узкого и крутого южного склона Кавказа (Шемпелев, 1978). С этим разломом связана сейсмофокальная зона, погружающаяся с юга на север (Кропоткин, Ларионов, 1976). Быстрое орогеническое поднятие Кавказа началось в конце миоцена и продолжается до настоящего времени (Милановский, 1968; Никитин, 1987). На северном склоне Большого Кавказа складчато-надвиговые деформации сосредоточены в пределах Восточно-Кавказского пояса надвигов (Соколов и др., 1990). Это положение связано с тем.

что здесь коллизионные деформации сжатия максимальны. На это указывают следующие обстоятельства:

1). На Восточном Кавказе в районе Дагестанского клина орогенное поднятие наиболее широко (до 200 км).

2). Этой части Кавказа соответствуют наибольшие значения толщины земной коры (до 60 км) (Шемпелев, 1978; Краснопевцева, 1984).

3). Прилегающие к Восточному Кавказу Куринский и Терско-Каспийский прогибы, развитие которых во многом обусловлено изостатическим погружением, являются глубочайшими бассейнами региона с толщинами позднемиоцен-четвертичного синорогенного осадочного выполнения до 6 км.

То, что высочайшие пики Кавказа расположены в его центральной части, не противоречит атому. Их положение определяется новейшей зоной вулканизма, приуроченной к Транскавказской полосе растяжения (Короновский, 1994).

Анализ регионального строения Большого Кавказа показывает, что разломы, определяющие структурный рисунок Восточно-Кавказского пояса надвигов, представляют собой систему вторичных ретронадвигов. Они оперяют Главный Кавказский надвиг в зоне максимальных сжимающих напряжений, создавая V-образный дивергентный профиль Восточного Кавказа.

Восточно-Кавказский пояс надвигов образует складчатый борт крупнейшего в Предкавказье Терско-Каспийского бассейна. В плане пояс надвигов имеет форму душ, выпуклую к северо-востоку. Его протяженность составляет около 550 км при ширине до 50 км в районе Дагестанского клина.

Несмотря на то, что этот район исследовался на протяжении более чем 100 лет, многие важные особенности его строения были установлены сравнительно недавно. Это связано, главным образом, с тем, что лишь, начиная с конца 1970-х г.г., здесь начали проводиться сейсморазведочные работы, МОП". Их интерпретация в увязке с материалами других видов исследований, в первую очередь глубокого бурения, позволила существенно детализировать, а в ряде случаев и радикально пересмотреть существовавшие тектонические воззрения (Дотдуев, 1986; Соколов, Соборнов, 1986; Соборнов, 1988, 1991; Короновский, Панина, 1990; Воцалевский и др., 1990; Короновский и др., 1994). Основным содержанием новых представлений является обнаружение протяженных зон тектонического расслоения осадочного чехла по системам пластовых срывов, а также выявление широкого распространения зон вдвигав.

По условиям залегания мезозойсконсайнозойских отложений Восточно-Кавказкий пояс надвигов неоднороден. Основными элементами этого пояса надвигов являются (с запада на восток): Тврско-Сунжанская складчатая зона, Прадяорный Дагестан и Сиазяньская ионоклиналь.

В Тарско-Сунжвнской складчатой зон• своеобразие структурного стиля определяется тем, что здесь деформации сосредоточены в двух структурных зонах: тыловой Черногорской и фронтальной Терско-Сунженской, которые разделены широким плоскодонным Черногорским прогибом. Основная часть запасов нефти и газа в этом регионе заключена в пределах Терской и Сунженской антиклинальных зон, где залежи приурочены к миоценовым песчаникам и верхнеюрским-меловым преимущественно карбонатным отложениям. Антиклинальные поднятия по миоценовым отложениям осложнены многочисленными дивергентными разломами. Между плановым положением сводов в миоценовых и меловых слоях существуют значительные несоответствия, которые компенсируются изменениями толщин разделяющих их майкопских глин (Бурштар и др., 1966; Крымов и др., 1972).

Несмотря на высокую степень разбуренности антиклинальных зон, причины дисгармоничных дислокаций указанных литолого-структурных комплексов оставались спорными. Хотя ■ разрезах скважин на Малгобекской, Заман-кульской, Ачалукской и других площадей были установлены крупные надвиги северной вергентности, предположения об общем надеиговом строении этих зон не получили широкого признания (Крымов и др., 1972; Станулис, Хлуднев, 1987). Это было связано с тем, что между Терской и Сунженской антиклинальными зонами располагалась обширная недислоцироаанная Чеченская впадина (рис. 2А). Кроме того, еще южнее в пределах Черногорской моноклинали верхнеюрско-меловыв отложения разбиты надвигами противоположной южной вергентности (Шевченко, 1984). Это, по мнению многих исследователей, исключало возможность образования Терской и Сунженской антиклинальных зон за счет передачи сжатия с Кавказа. Помимо чисто научного интереса, решение данной проблемы имеет важное практическое значение. Оно позволяет установить соотношения структурных планов надсолевых мел-кайнозойских и подсолевых юрских отложений и уточнить критерии поисков новых залежей нефти и газа в глубокопогру-< женных отложениях.

СЕВЕРНЫЙ КАВКАЗ ТЕРСКО-КАСПИЙСКИЙ ПРОГИБ

Ц1 ВгПзШ-^Из Шб

Рис. 2. Геологические разрезы (А) Терско-Сунженской складчатой зоны и (Б) Дагестанского клина, Терско-Каспийский прогиб. Стратиграфические комплексы: 1- плиоцен-четвертичный, 2- средне-верхнемиоценовый, 3- олигоцен-нижнемиоценовый (майкопский), 4- верхнеюрскс-эоценовый, 5- нижне-среднеюрский, 6- палеозойско-триасовый.

Сейсмические данные, полученные в 1980- начале 1990-х г.г., осветили строение данного региона на глубинах, недоступных для бурения, и осветили характер структурных взаимоотношений различных литоструктурных комплексов. Комплексная интерпретация геолого-геофизических данных показала, что в пределах Терско-Сунженской складчатой зоны осадочной чехол структурно расслоен вдоль соленосных отложений титона и майкопских глин (Соборнов, 1993).. На большей части Терско-Сунженской зоны эти пластовые срывы ограничивают внутричехольную тектоническую пластину. Высокая пластичность солей титон-ского яруса в подошве этой пластины обеспечила эффективную передачу сжимающих напряжений на большое расстояние без значительных внутренних деформаций аллохтонного комплекса. По этой причине надсолевые отложения Чеченской впадины оказались практически недеформированными.

К фронтальной зоне этой пластины приурочены Терская и Сунженская антиклинальные зоны (рис. 2А). Образование этих прираэломных складок связано с выклиниваием солей и, возможно, с зонами глубинных разломов, которые образуют поднадвиговые ступенчатые уступы. Вероятно, эти уступы послужили препятствиями для дальнейшего покровного перемещения и вызвали развитие рельефных складок. Сами антиклинальные зоны имеют вдвиговую морфологию (Короновский, Панина, 1990). В их пределах компетентные верхнеюрско-эоценовые надсолевые отложения расщепляют осадочный чехол Терско-Каспийского прогиба на уровне майкопских глин. Несоответствия структурных планов миоценовых и меловых нефтегазоносных отложений связаны с перерас-переделением толщин майкопских глин.

В тыловой Черногорской зоне рассматриваемого сегмента пояса надвигов по данным бурения и сейсморазведки выделяются вдвиговые аллохтонные структуры, сложенные палеозойско-юрскими отложениями (Соборнов, 1990). Крупные стратиграфические повторения в палеозойско-верхнеюрских отложениях установлены бурением на площадях Элистанжи, Аргун, Даттых (Станулис и др., 1979; Коновалов и др., 1986). Эти нарушения связаны с надвигами северной вергентности, которые затрагивают аллохтонный вдвиговый комплекс. Вышележащие верхнеюрско-меловые отложения представляют собой кровельную моноклиналь, пассивно взброшенную над аллохтонным клином (рис. 2А). Данная интерпретация дает логичное объяснение происхождению надвигов южной

вергентности в верхнеюрско-меловых отложениях, которые представляют собой кровельные разрывы сдвигового клина.

В пределах Дагестанского клина выделяется обширная платообразная внутренняя зона (Нагорный Дагестан) и узкая полоса предгорной складчатости. По отложениям миоцена последняя представляет собой слабодислоцированную моноклиналь, погружающуюся в Терско-Каспийский прогиб. На поверхности основным видом тектонических нарушений здесь являются надвиги южной вергентности. С этими разломами связаны антиклинальные складки, которые вмещают несколько мелких нефтяных залежей (Махачкала, Избербаш, Тернаир и др.). Структурный план подстилающих мезозойско-эоценовых отложений резко дисгармоничен. Эти отложения слагают каскад линейных приразломных антиклинальных складок субкавказского простирания. Данные бурения на площадях Дузлак, Талги, Шамхал-Булак и ряде других показали, что основным типом разломов в этих отложениях являются надвиги северной вергентности (Коршенбаум, 1985; Мирзоев, Шарафутдинов, 1986). Подобно Терско-Сунженской зоне, несоответствие структурных планов миоценовых и мезозойско-эоценовых слоев компенсируется значительными колебаниями толщин майкопских глин. Отсутствие надежной информации о структуре регионально нефтегазоносных верхнеюрско-эоценовых отложений, перекрытых несогласно залегающими миоценовыми толщами, долгов время препятствовало их эффективному опоискованию.

Ситуация изменилась с появлением сейсмических данных МОГТ. Их интерпретация в увязке с данными бурения и геологического картирования показала, что мезозойско-эоценовые отложения слагают пакет тектонических пластин, вклинившихся в осадочное выполнение Терско-Каспийсхого прогиба вдоль майкопских глин (Соколов, Соборнов, 1986; Соборнов, 1988, 1991 и др.). Структурное своеобразие данного района определяете^ тем, что здесь покровно-надвиговые пластины, сложенные мезозойско-эоценовыми отложениями, последовательно перекрывают друг друга, образуя каскад складок. Зеркало мезозойской складчатости под значительными углами (15-45*) погружается в краевой прогиб. К лобовым частям наиболее крупных пластин приурочены кровельные надвиги, которые представляют собой своеобразную «стружку» над аллохтон-ным клином. Бульдозерным эффектом, производимым алпохтонными пластинами на майкопские глины, объясняется значительно тектоническое утолщение

майкопских глин перед фронтом деформаций и утонение в сводах. Таким образом, вариации толщин майкопских глин «сглаживают» внутричехольную складчатость вдвигового комплекса. Из-за этого только наиболее рельефные складки вдвиговых пластин (Шамхал-Булак, Ачи-су и др.) имеют отображение в миоценовых слоях.

Причиной подобных структурных взаимоотношений явилась реологическая стратифицированность осадочного чехла (Jones, 1987, 1996; Соборнов, 1991). Вследствие этого хрупкие сколовые нарушения в мезозойских толщах, достигнув глин майкопской серии трансформировались в пологие поверхности срыва и зоны пластичного течения материала. В свою очередь, миоценовые слои испытали пассивное воздымание над пододвинутыми под них аллохтонны-ми пластинами (рис. 2Б).

Сейсмические данные свидетельствуют о сравнительно простой покровной структуре внутренней (тыловой) зоны Дагестанского клина. Она рассматривается в качестве тектонической пластины с амплитудой перекрытия в первые десятки километров (Соборнов, 1991; Козуб, 1992). Базальное расслоения осадочного чехла здесь связано с глинистыми отложениями нижней-средней юры (титонские соли в этом районе отсутствуют). Севернее из-за быстрого выклинивания и опесчанивания глинистых пачек дальнейшее скольжение, вероятно, оказалось затрудненным. В связи с этим, в пределах зоны передовой складчатости, структурный стиль деформаций резко меняется - субпластовое расслоение чехла замещается развитием системы надвигов, секущих юрско-эоценовые слои и образующих многоярусный каскад склгдок.

Использование методов компьютерного балансирования регионального геологического разреза (с использованием программы tGeosec») показало, что общая величина поперечного сокращения слоев за счет складок и надвигов в пределах.Дагестанского клина достигает до 60 км. Сходный результат был получен при применении метода площадного баланса (Соборнов, 1996).

В пределах Сиазаньской моноклинали юрско-неогеновые отложения резко погружаются к северо-востоку, будучи осложненными небольшими складками и надвигами. Полоса распространения деформаций значительно уже, чем в обоих ранее рассмотренных сегментах. Это связывается, с одной стороны, с отсутствием эффективных выдержанных по площади поверхностей расслоения осадочного чехла, так как из-за длительных перерывов в осадконакоплении (в

скважине 1-Агзыбирчала, расположенной северо-восточней, юрские слои несогласно перекрываются сарматскими) здесь отсутствуют выдержанные горизонты пластичных отложений, которые могли бы явиться поверхностями срывов, а с другой - с глубинной структурной неоднородностью - наличием структурных барьеров, препятствующих распространению деформаций по площади. В результате перемещение аллохтонного комплекса было крайне затруднено. Это способствовало образованию крутого структурного рельефа с углами падения слоев до 90° в пределах узкой зоны предгорных деформаций.

Другим фактором, определившим структурное своеобразие этого района, явилось то, что он расположен во фланговой части пояса надвигов, и здесь общее горизонтальное сжатие сопровождалось продольными сдвиговыми перемещениями. Это ограничило область развития складчато-надвиговых структур и привело к образованию высокоамплитудной моноклинали.

Нефтегазоносность

Разработка нефтяных и газовых месторождений Восточного Предкавказья ведется более 100 лет. В пределах складчатого борта Терско-Каспийского бассейна открыто 40 месторождений нефти и газа, 24 из которых находятся в Терско-Сунженской складчатой зоне, 15 в Предгорном Дагестане и одно в пределах Сиазаньской моноклинали. Одно нефтяное месторождение Предгорного Дагестана находится в прибрежных водах Каспийского моря (Инчхе-море).

Тврско-Сунжвнская складчатая зона является богатейшим нефтеносным районом. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях верхней юры - валанжина, баррема, апта, верхнего мела и среднего миоцена. Первые открытия нефти на этой территории были сделаны еще а прошлом веке. Залежи в миоценовых отложениях были выявлены в ловушках сводового типа, тектонического экранирования, литологического выклинивания. Глубины залегания нефтяных залежей в миоценовых отложениях не превышают 1,5 км. Основная часть запасов нефти и газа сконцентрирована в верхнемеловом нефтегазоносном комплексе, экранированном майкопскими глинами. Этот комплекс содержит промышленные скопления нефти и газа на 23 месторождениях. Дебит нефти из наиболее продуктивных скважин достигал 1200 м5/сут (месторождение Брагунское). Накопленная добыча по наиболее продуктивным скважинам превысила 1 млн. т/скв (Щелкачев, 1992). Высокие коллекторские свойства этого

комплекса сохраняются в широком интервале глубин - от 1650 м (месторождение Карабулак-Ачалуки) до 5800 м (месторождение Андреевское). 11 залежей в верхнемеловых отложениях находятся на глубинах более 4,5 км. В 1971 г. добыча нефти в ЧИАССР достигла своего пика - 22 млн. т. в год. Суммарная накопленная добыча составляет около 450 млн. т. Выработанность месторождений составляет около 90%.

В Предгорном Дагестане основными продуктивными комплексами являются среднемиоценовые песчаники, верхнемеловые и верхнеюрско-нижнемеловые кавернозные и трещиноватые карбонаты. Мелкие по запасам залежи приурочены к апт-альбским песчаникам и алевролитам. Глубинный диапазон нефтегазоносности - 0,3-5,6 км. Большая часть запасов углеводородов (газ и конденсат) сосредоточена в верхнемеловых отложениях на разрабатываемых месторождениях Димитровское и Шамхал-Булак. Сврего пика добыча нефти и газа достигла в 1970 г., когда было добыто 2,2 млн. т. нефти и 1,6 млрд. м3 газа (Джабраилов и др., 1986).

С Сиазаньской моноклиналью связано одноименное месторождение нефти. Длина этого месторождения более 70 км при ширине около 1 км. Нефтеносны выклинивающиеся по восстанию многочисленные песчано-алевролитовые пласты верхнего мела, палеоцена, майкопской серии и миоцена (Керимов, Авербух, 1982). Углы залегания продуктивных пластов достигают 90°, а местами приобретают опрокинутое залегание. Мощность продуктивных горизонтов достигает 20 м. Интервал нефтегазоносности от 300 до - 2300 м. Начальные дебиты нефти достигали 50 т/сут (Керимов, 1987).

Глава 4 Строение и нефтегазоносность Уральского пояса надвигов

Урал представляет собой складчатый пояс, образованный за счет столкновения Восточно-Европейской платформы с коллажем вулканических дуг и Казахской и Сибирской континентальными плитами, кульминация которого приходится на конец палеозоя (Hamilton, 1970; Зоненшайн и др., 1990). В пределах Урала выделяются западный континентальный и восточный океанический секторы, разделенные Главным Уральским разломом (Соколов, 1992). Континентальный сектор представляет породы осадочного чехла и фундамента платформы,

смятые в складки и шарьированные к западу. Эта часть Урала выделяется под названием Уральского пояса надвигов.

Строение Уральского пояса надвигов обнаруживает тесную связь со структурой Восточно-Европейской платформы. В соответствие с неоднородностью глубинного строения последней с севера на юг в составе пояса надвигов Урала выделяются три сегмента: северный, центральный и южный. Они различны по составу отложений, участвующих в деформациях, их структуре и нефтегазоносное™.

Северный (Печорский) сегмент выделяется в зоне сочленения Урала с Печорской плитой. Центральный (Волго-Уральский) сегмент соответствует зоне, где уральские деформации наложены на древнюю Восточно-Европейскую платформу. Южный (Прикаспийский) сегмент отвечает зоне, где Урал соседствует с Прикаспийским бассейном.

Северный сегмент Уральского пояса надвигов наложен с востока на Печорскую плиту. Последняя столкнулась с Восточно-Европейской платформой в позднем докембрии (Гецен, 1987). Совокупная мощность ордовикско-мезозойских осадочного чехла достигает 12 км и более. Его особенностью является реологическая стратифицированность, выраженная в неоднократной смене жестких и пластичных толщ. В условиях тангенциального сжатия со стороны Урала, более пластичные горизонты послужили поверхностями расслоения осадочного чехла на тектонические пластины, строение которых интерпретируется на основании данных сейсморазведки и бурения. Основными поверхностями расслоения явились верхнеордовикские звапориты, верхнедевонские-нижнекаменноугольные и артинские глинистые толщи (Соборнов, Бушуев, 1990; Соборнов, Тарасов, 1992).

Восточная часть Коротаихинской впадины, расположенной на севере данного сегмента, характеризуется интенсивной дислоцированностью девонско-триасовых отложений. По сейсмическим данным устанавливается широкое распространение вдвигов (Борисов, 1992, фондовые данные). К западу основным видом деформаций становятся покровные структуры, крупнейшей из которых является Талотинский надвиг. Во фронтальной части этого надвига бурением (скв. Вост-Сарембой-1) установлено покровное перекрытие нерасчлененными ордовикско-силурийскими отложениями триасовых. С учетом сейсмических данных амплитуда покровного перемещения по этому надвигу может достигать

40 км. Западнее основным видом нарушений становятся крутые надвиги и сдвиги, с которыми связаны валы Сорокина и Гамбурцева.

В районе Косью-Роговской впадины фронт пояса надвигов удален от Урала на более чем 100 км и трассируется вдоль гряды Чернышева (Тимонин, 1973; Юдин, 1985). Общая ширина зоны складчатости осадочного чехла и фундамента Печорской плиты достигает 170 км. Интерпретация сейсмических данных показывает, что существование складчато-надвиговых деформаций на значительном удалении от Урала стало возможным благодаря расслоению чехла на уровне верхнеордовикских эвапоритов. В результате надсолевые отложения Косью-Роговской впадины были сорваны со своего основания и перемещены к западу на расстояние до 20 км (Юдин, 1985; Соборнов, Тарасов. 1992). В свете новых данных гряда Чернышева рассматривается как вдвиговая структура, ограниченная в подошве срывом по эвапоритам ордовика, а в кровле надвигами преимущественно восточной вергентности. Эти надвиги вскрыты на площадях Адак и Поварницкая (Тимонин, 1975 и др.). В составе вдвигового комплекса выделяются антиклинальные перегибы (Воргамусюрский и др.), не имеющие отражения на поверхности (Соборнов, Пильник, 1991 и др.). Структурные позиции гряды Чернышева, в определенной степени, аналогичны Терско-Сунженской зоне Восточно-Кавказского пояса надвигов. Восточнее в Лемвин-ской зоне Урала пакеты пластин, сложенные глубоководными отложениями Уральского океана, на десятки километров перекрывают платформенные шель-фовые отложения (Войновский-Кригер, 1945; Шишкин, 1989). Сейсмические данные свидетельствуют, что в надвигании на Печорскую плиту принимают участие не только осадочные толщи, но и породы протерозойского фундамента.

В зона сочленения Урала и Верхнепечорской впадины складчато-надвиговые деформации представлены преимущественно вдвигами. Данные сейсморазведки показывают, что с крупной вдвиговой пластиной связано уникальное Вукгыльское месторождение (Соборнов, Тарасов, 1991). Вдвиговая структура продуктивной антиклинали замаскирована разрывами западной вергентности в толще пермских отложений, которые связаны с перемещениями надвинутой на Вуктыльскую (структурно более высокой) Югид-Вуктыльской пластины (рис. 3). В пользу этой интерпретации свидетельствуют значительное несоответствие в амплитудах разрывов: надвиг в основании продуктивной складки составляет до 1,5 км, а в вышележащих отложениях - первые сотни метров; воз

ВУКТЫЛЬСКАЯ ЮГИД-ВУКТЫЛЬСКАЯ

АНТИКЛИНАЛЬ ГЕРДЪЕЛЬСКАЯ СИНКЛИНАЛЬ АНТИКЛИНАЛЬ

10КМ Т,С

Рис. 3. Интерпретированный сейсмический разрез фронта пояса надвигов Северного Урала в районе Вукгыльской антиклинали. Данные ГГГ1 Печорагеофизика.

дымание пермских молассовых толщ западнее свода складки к востоку (высота моноклинали примерно соответствует высоте вдвигового клина), что свидетельствует о пододвигании под них аллохтонных масс. Между Вуктыльской и Югид-Вуктыльской антиклиналями в пределах Гердъельской синклинали разрывы представлены субпластовыми срывами на уровне турнейских (?) и верхнеартин-ских глинистых отложений.

Южнее Вуктыльской складки структура складчатого борта Верхнепечорской впадины видоизменяется. Здесь развиты многоярусные вдвиговые структуры. С ними связаны внугричехольные складки в районе Гудырвожской и Кырташорской антиклиналей (рис. 4). Так же, как и в районе Вуктыльской складки, вдвиговые структуры расщепляют осадочный чехол на уровне артинской глинистой толщи. Доказанное бурением многократное тектоническое утолщение артинских отложений перед фронтом аплохтонного клина является свидетельством значительного поперечного сокращения слоев. Его величина, рассчитанная на основе метода площадного баланса, оценивается в 50 км (Соборнов, Бушуев, 1992). Скученность тектонических пластин в этой зоне связывается с наличием ступенчатых уступов (присбросовых полугорстов) в под-надвиговом основании, которые затрудняли распространение деформаций. В самой южной части Верхнепечорсхой впадины (Патраковская зона) толщина осадочного чехла сокращается. Здесь вдвиговые структуры сменяются надвиго-выми.

По данным сейсморазведки перспективные структуры вь(деляются в автохтонном основании пояса надвигов. Вероятно наиболее крупные структуры автохтонного основания располагаются в поднадвиговом продолжении инверсированных бортовых валов Печоро-Колвинского авлакогена (Соборнов, Бушуев, 1991).

В пределах центрального сегмента пояса надвигов складчатость Урала наложена на осадочный чехол Волго-Уральского бассейна ВосточноЕвропейской платформы. Особенностями этого региона являются значительная мощность рифей-вендских отложений и стратиграфически неполный и маломощный палеозойский чехол. По сейсмическим данный в районе Башкирского антиклинория мощность рифей-вендских отложений превышает 10 км (Соборнов, Скрипий, 1992). Палеозойский разрез представлен среднедевонско-

5 км

Рис. 4. А- сейсмический разрез зоны фронта пояса надвигов северного Урала в районе Гудырвожской антиклинали;

Б- сейсмический разрез с геологической интерпретацией, предполагающей вдвиговое строение аллохтонного комплекса; В- геологический разрез.

пермскими отложениями, мощностью 2-4 км. Нижнепалеозойские отложения имеют крайне ограниченное распространение и маломощны.

Вероятно, в силу отсутствия в составе осадочного чехла центрального сегмента Предуралья протяженных пластичных горизонтов, подобных верхнеордовикским эвапоритам и верхнеартинским глинам Косью-Роговской впадины, в его пределах не произошло столь же значительного многоярусного расслоения осадочного чехла. Здесь развиты преимущественно моновергентные надвиги. В состав тектонических пластин входят породы осадочного чехла и слабомета-морфизованные рифей-вендские породы. Бурением надвигание рифейских отложений на палеозойские установлено в районе Тараташского массива Башкирского антиклинория и в районе Дресвяной антиклинали Центрально-Уральского поднятия. Высокоамплитудные покровные деформации отмечаются в северной части Соликамской впадины. Например, видимая на сейсмических разрезах амплитуда Пултовского надвига составляет около 20 км.

Ширина зоны развития надвигов, затрагивающих платформенные отложения, значительно меньше, чем в северном сегменте и составляет 25-60 км. Данные сейсморазведки и бурения, освещающие строение района, прилегающего к Башкирскому антикпинорию, свидетельствуют о наличии погребенных надвигов в рифейских отложениях. Они были заложены в венде-кембрии, а в ходе позднепалеозойской-раннемезозойской орогении подверглись реактивации. Подвижками по этим надвигам может быть объяснено наличие зон линейной складчатости уральского простирания, выраженной в рифей-палеозойских отложениях на значительном расстоянии от Урала.

В пределах южного сегмент» Уральского пояса надвигов складчатое сооружение сочленяется с Прикаспийским бассейном, представляющим собой область длительного устойчивого погружения юго-восточной окраины ВосточноЕвропейской платформы, начиная с рифея. Суммарная мощность осадочного чехла здесь превышает 12 км. В составе средне-верхнепалеозойского разреза преобладают мощные пачки терригенных отложений, переслаивающиеся с карбонатными толщами. Значительной мощности (до 6 км) достигают кунгурские соли, образующие крупные диапиры.

В тыловой части пояса надвигов данные геологического картирования и бурения свидетельствуют о существование многочисленных надвигов, в том числе и таких, по которым пластины офиолитов шарьированы на платформен-

ные осадки (Бакиров, 1984; Жолтаев, 1990). Во фронтальной части пояса из-за диапиризма кунгурских солей, преимущественно монотонного терригенного состава осадочного чехла (с чем связан низкий акустический контраст слоистой среды) информативность данных сейсморазведки низка. Вместе с тем, сейсмические разрезы показывают, что надвиги широко развиты не только там, где складчатые каменноугольно-нижнепермские отложения обнажены на поверхности, но и значительно западнее, где они контролируют погребенную подсоле-вую складчатость восточного обрамления Прикаспийской впадины (Герасимов, 1992; Хусаинов и др., 1992).

По всей видимости, в этой части Урала развитие пояса надвигов происходило путём пододвигания (вдвигания) аллохтонных пластин под пермские мо-лассы Предуралья. Основным свидетельством этого является то, что кунгурско-верхнепермские отложения, перекрывающие систему погребённых складок, сложенных каменноугольно-нижнепермскими отложениями, моноклинально погружаются к западу. В то же время сейсмические отражающие горизонты в подстилающих их рифей-нижнепалеозойских слоях ложа прогиба погружается к востоку - под Урал. Толщина аллохтонного комплекса (около 5 км) соответствует высоте моноклинали, сложенной пермскими молассами. Подобные взаимоотношения 'могли возникнуть при расщеплении чехла глубинными аллохтонными пластинами. Криволинейные и прерывистые волновые пакеты в интервале ка-менноугольно-нижнепермской части разреза, свидетельствуют о чешуйчатом строении аллохтонного комплекса.

Из-за ограниченности геолого-геофизических данных, характеризующих глубинное строение этой части пояса надвигов Урала, общая величина поперечного сокращения платформенных отложений не ясна. Однако она, вероятно, измеряется не одним десятком километров. Это подтверждается сейсмическими данными, показывающими, что во внутренней части пояса надвигов субгоризонтальные отражающие горизонты, приуроченные к платформенным отложениям, следятся под покровами офиолитов Сакмарского аллохтона Урала (Жолтаев, 1990; Хусаинов и др., 1992).

Нефтегазоносность

Поиски нефти газа в пределах Уральского пояса надвигов ведутся на протяжении более чем 60 лет (Максимов и др., 1970). Здесь пробурено свыше

500 скважин. Самой глубокой является скважина 58-Вукгыл, глубина которой составила 7026 м. В настоящее время обнаружено более 30 месторождений, содержащих значительные запасы нефти и газа. Известные месторождения приурочены, главным образом, к крупноамплитудным антиклинальным лобовыми складкам тектонических пластин во фронтальной части пояса надвигов. Этих складки выражены в приповерхностных слоях. Большинство продуктивных антиклинальных складок связаны с надвигами генеральной западной вергетности

Большая часть запасов углеводородов сосредоточена на Северном Урале, где расположено уникальное Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Продуктивны среднекамвнноугольные-нижнепермские карбонатные отложения, залегающие в интервале глубин 2,0-3,4 км. Дебиты газа на этом месторождении достигали 1,5 млн м3/сут, конденсата - до 600 м3/сут (Вассерман, 1992). Накопленная добыча газа составляет около 340 млрд. м3, конденсата - около 45 млн. т. Остальные месторождения северного сегмента пояса надвигов относятся к категории мелких и средних. Препятствием к освоению газоносного потенциала Косью-Роговской впадины является повышенное содержание сероводорода (Интинское, Кожимское, Лемвинское месторождения).

В настоящее время в пределах Центрального структурного сегмента Уральского пояса надвигов открыты главным образом мелкие по запасам залежи нефти и газа. Большинство месторождений расположены в пределах Бель-ской впадины (Камалетдинов, 1988). Залежи залегают на малых глубинах, будучи приуроченными, главным образом, к среднекаменноугольно - нижнепермским карбонатным отложениям. Большинство месторождений являются нефтяными. Подавляющая их часть находится в пределах Бельской впадины. К их числу относятся Карлинское, Воскресенское, Рамадановское, Кинзебулатовское, Волостновское, Тереклинское, Архангельское и другие месторождения. Именно в этом районе на Карлинской антиклинальной складке в 1941 г. было открыто первое нефтяное месторождения в поясе надвигов Урала. На этом месторождении с глубины 300 м нефть была получена из нижнепермских известняков. На крайнем юге центрального сегмента открыта группа из 4 газовых (Беркуговское, Исимовское, Саратовское и Подгорненское) и однго нефтегазового (Северо-Подгорненское) месторождений.

Поисковые работы на нефть и газ в южном сегменте Уральского пояса надвигов сопровождались многочисленными нефтегаэопроявлениями, но значительных открытий тут сделано не было (Соловьев и др., 1990).

Глава 5 Структура складчато-надвиговых зон и направления поисковых работ на нефть и газ

Практика поисково-разведочных работ в складчато-надвиговых поясах показала, что структурные условия являются решающими в размещении месторождений нефти и газа (Хаин, Соколов, 1982; Максимов и др., 1987; Клещев и др., 1991). Переинтерпретация строения складчатых предгорий Урала и Кавказа позволила по-новому типизировать структуру этих зон и наметить ряд новых направлений поисковых работ на нефть и газ.

Структурная типизация складчато-надвиговых структур

Основными элементами складчато-надвиговых поясов являются алпо-хтонный комплекс и поднадвиговое автохтонное основание. Большая известных месторождений нефти и газа приурочена к внешним фронтальным зонам алпо-хтонных комплексов (Pratsch, 1985; Lovell, 1985 и др.). Запасы нефти и газа в их внутренних зонах, где в состав аллохтонных пластин входят метаморфические породы и образования океанического происхождения, и в автохтонах складчатых поясов существенно меньше. Это обстоятельство объясняется, главным образом, жесткими термобарическими условиями в этих зонах и отсутствием в их пределах надежных покрышек. Исходя из этого основное внимание заслуживает рассмотрение строения наиболее перспективных фронтальных зон поясов надвигов.

Особенностью многих складчато-надвиговых поясов является неравномерность концентрации запасов нефти и газа. Анализ размещения месторождений показывает, что концентрация запасов нефти и газа во многом определяется структурными условиями залегания нефтегазоносных комплексов. В связи с этим, на основе обобщение геолого-геофизических данных, характеризующих строение внешних зон складчато-надаиговых зон восточного и южного обрамления Восточно-Европейской платформы, была разработана их структурная типи-

зация. Новизна предлагаемой типизации состоит в том, что наряду с широко известным надвигоеым стилем строения предлагается выделять сдвиговый и покровный стили (рис. 5). Выделяя эти структурные стили, следует иметь в виду, что в конкретных условиях нередко существуют деформации смешанного типа.

Надеиговый стиль

По определению, надвиг представляет собой «разрывное нарушение обычно с пологим (до 45° или не более 6СР) наклоном плоскости сместителя, по которому висячий бок поднят относительно лежачего и надвинут на него.» (Геологический словарь, 1978). В соответствии с этим определением, надвиговый стиль деформаций выделяется в там, где преобладающим видом разрывных нарушений в осадочном чехле являются надвиги (рис. 5А). Нередко надвиговые нарушения сопряжены со сдвигами (валы Сорокина и Гамбурцева). В пределах исследуемых районов, надвиговый стиль строения свойственен складчатому борту Юрюзано-Сылвенской впадины, большей части складчатого борта Вельской впадины, Патраковской зоне на юге Верхнепечорской впадины, фронтальной части Варандей-Адзьвинской зоны на севере Тимано-Печорского бассейна и прилегающей акватории Печорского моря, фронту Тимана.

Основными типами структурных ловушек нефти и газа здесь выступают антклинальные складки, приуроченные к лобовым частям аллохтонных пластин, а также зоны тектонического экранирования. Представительными примерами месторождений этих зон являются нефтяные месторождения Вельской впадины - Карлинское, Кинзебулатовское и другие (Камалетдинов и др., 1988). На севере Тимано-Печорского бассейна с зонами надвигового строения связаны месторождения валов Сорокина (Варандей, Торавей и др.), Гамбурцева (Хасырейское, Черпаюское и др.).

Критическим фактором нефтегазоносности в зонах надвигового стиля строения выступают условия консервации скоплений. Существование разрывов, секущих осадочный чехол и достигающих эрозионной или палеоэрозионной поверхности, приводит к ухудшению качества консервации скоплений углеводородов за счет образования проницаемых зон- каналов рассеивания углеводородов. С этим логично согласуется то обстоятельство, что значительное распространение в этих зонах имеют залежи тяжелых дегазированных нефтей. Залежи газа и газоконденсата в их пределах редки.

Рис. 5. Структурные стили скпадчато-надвиговых деформаций внешних частей поясов надвигов с показом характерных структурных позиций залежей нефти и газа. А- надвиговый, Б- вдвиговый, В- покровный.

Вдвиговый стиль

В зонах вдвигового строения аллохтонные комплексы заключены внутри осадочного чехла, будучи ограниченными в кровле и подошве разрывами встречного падения, сливающимися друг с другом перед фронтом деформаций (рис. 5Б). Этот стиль строения характерен для фронтальной части Дагестанского клина, Терской и Сунженской антиклинальных зон (рис. 2), Черногорской моноклинали Северного Кавказа, большей части складчатого борта Верхнепечорской впадины (рис. 4), Интинской складчатой зоны Косью-Роговской впадины, гряды Чернышева. Вероятно, он имеет место в слабоизученном южном сегменте Уральского пояса надвигов, сочленяющимся с Прикаспийской впадиной.

В зонах вдвигав основным типом ловушек являются поднятия осложняющие лобовые части аллохтонных пластин. Примерами месторождений зон вдвигового строения могут служить крупные нефтегазовые месторождения Терской и Сунженской антиклинальных зон (Старогрозненское, Эльдаровское, Карабу-лакское, Малгобекское, Октябрьское и др.), газоконденсатные месторождения Предгорного Дагестана (Димитровское, Шамхал-Булак, Ачи-Су и др.), уникальное Вуктыльское месторождение, Совхозное газовое месторождение Вельской впадины и другие.

Кроме этого, месторождения нефти и газа могут быть заключены в антиклинальных складках и зонах тектонического экранирования в отложениях па-равтохтонного комплекса, перекрывающего вдвиговые пластины. Формирование локальных структур здесь, как правило, связано с встречными надвигами. Таковы структурные позиции многих нефтяных месторождений в миоценовых отложениях Предгорного Дагестана (Ачи-Су, Избербаш) и Терско-Сунженской зон Предкавказья. Рассматривая соотношения ловушек аллохтонного и перекрывающего паравтохтонного структурных этажей вдвиговых зон, следует иметь в виду, что положение сводов антиклинальных складок в их пределах, как правило, не совпадает. Несоответствия структурных планов компенсируются резкими вариациями толщин пород, облекающих алпохтонный комплекс.

Важной особенностью нефтегазоносности зон вдвигового строения является широкое распространение газовых, газо-конденсатных и нефтегазовых залежей. Основной причиной этого является более высокое качество ловушек зон вдвигов, способных удерживать крупные объемы газа (как, например, на Вуктульском месторождении). Благоприятные условия консервации скоплений

углеводородов в зонах вдвигав, по всей вероятности, связаны с тем, что разрывы, затрагивающие нефтегазоносные комплексы аплохтонного этажа, не имеют прямого сообщения с эрозионной поверхностью.

Покровный стиль

В зонах покровного строения основным типом разрывных деформаций являются пологие субпластовые разрывы, расслаивающие осадочный чехол на протяженные слабодислоцированные тектонические пластины (рис. 5В). Этот структурный стиль характерен для западной части Коротаихинской впадины, Косью-Роговской впадины, Гердъельской синклинали, зоны сочленения Урала и Соликамской впадины, внутренней части Дагестанского клина, Чеченской впадиной (рис. 2,3). Субпластовые срывы в этих районах приурочены либо к эвапори-там (Косью-Роговская впадина, Чеченская впадина), либо к выдержанным глинистым толщам (Дагестанский клин, Гердъельская синклиналь).

Высокая пластичность этих отложений сделала возможным перемещения тектонических пластин на десятки километров без значительных внутренних деформаций аплохтонных комплексов. Кроме наличия высокопластичных горизонтов, к которым приурочены поверхности скольжения пластин, условием образования покровных деформаций является общее пологое залегание пород осадочного чехла и фундамента (ОаЫзШзт, 1970). Следствием этого является малая структурная дифференцированность этих зон. Поэтому они часто характеризуются неблагоприятными структурными условиями нефтегазонакопления. Ловушками нефти в их пределах являются пологие малоамплитудные поднятия (Кочмесское, Мишпарминское месторождения) или принадвиговые складки, осложняющие внутреннюю структуру пологих аллохтонных пластин (Ветосское месторождение складчатого борта Соликамской впадины).

Изученность глубинного строения внутренней части алложтонного комплекса пояса надвигов Урала (в пределах молодого коллизионного орогена Кавказа внутренняя зона аплохтонного комплекса не выделяется) низка. Вместе с тем, новые геолого-геофизические данные позволяют существенно детализировать представления о структуре этой части Урала. Важным результатом является доказательное выявление обширных районов, в пределах которых породы океанического сектора Урала и метаморфические комплексы надвинуты на платформенные отложения Восточно-Европейского континента. Это расширяет

площадь перспективных нефтегазоносных земель за счет участков, где перспективные нефтегазоносные комплексы занимают поднадвиговое положение.

Аплохтонное залегание пород океанического происхождения на породах осадочного чехла Восточно-Европейской платформы имеет место в пределах поперечных погружений в структуре Урала (Пучков, 1979; Юдин, 1983; Камалет-динов и др., 1988). Примерами зон, где на отложения платформенного чехла надвинуты осадочные и магматические океанические породы Урала, являются районы Лемвинского аллохтона, Зилаирского синклинория, Сакмарского аллохтона. Геофизические данные свидетельствуют, что в районе Зилаирского синклинория амплитуда надвиговых перекрытий глубоководными отложениями их шельфовых аналогов может достигать нескольких десятков километров. Надвигание докембрийских комплексов на палеозойские отложения ВосточноЕвропейской платформы ранее было известно по данным бурения в пределах Тараташского массива на севере Башкирского антиклинория (Казанцева, 1987). Новые данные показывают, что подобные взаимоотношения имеют место на севере центрального структурного сегмента Урала. Здесь пластины протерозойских пород Центрально-Уральского поднятия надвинуты на складчатые палеозойские отложения. Прямым указанием на перспективность платформенных отложений, перекрытых пластинами рифейских пород Центрально-Уральского поднятия, является получение небольшого притока газа из поднадвиговых каменноугольных отложений в скважине на Дресвяной антиклинали. Так как эта скважина, по-видимому, оказалась в неблагоприятных структурных условиях, то этот факт является положительным критерием нефтегазоносности поднадвиговых зон.

Автохтонное основание складчато-надвиговых зон Урала и Кавказа является их наименее изученным и опоискованным структурным элементом. Это связано с большими глубинами залегания - на большей части исследуемой территории его глубина превышает 6 км. В этой связи, интерес для поисков нефти и газа представляет лишь та часть автохтонного основания, которая подстилает фронтальные части складчато-надвиговых зон и находится на доступных для бурения глубинах.

Проведенное исследование позволяет документировано выделить два типа структур автохтонного основания, которые могут представлять собой потенциальные ловушки нефти и газа. Один тип представляет собой горстовые и

полугорстовые поднятия, образование которых связывается с этапом перикра-тонного погружения континентальных окраин. Примером подобной структуры может служить поднятие, которое выделяется по данным сейсморазведки в пределах автохтонного ложа Верхнепечорской впадины к югу от Гудырвожской антиклинали. Оно выражено по поверхности нижнепермских карбонатных отложений и оконтуривается изогипсой -5,2 км. Другим типом перспективных структур в автохтонном основании являются бортовые инверсионные поднятия южного лоднадвигового продолжения Печоро-Колвинского авлакогена. В этом районе под покровом аллохтонных пластин выделяется инверсионное поднятие, в строении которого участвуют каменноугольные и более древние породы. Это поднятие располагается на продолжении Печоро-Кожвинского вала. Участие в строении этого поднятия регионально нефтегазоносных комплексов девона и карбона дает основание рассчитывать на продуктивность поднадвиговой структуры.

Таким образом, на основе проведенного исследования к новым направлениям поисков нефти и газа относятся:

• зоны вдвигового строения;

• антиклинальные структуры внутренней части пояса надвигов Урала, перекрытые метаморфическими и магматическими породами.

• поднадвиговые поднятия автохтонного комплекса;

В зонах вдвигов основным типом ловушек являются поднятия, осложняющие лобовые части аллохтонных пластин. Применительно к выявлению поисковых объектов, новизна данной структурной модели состоит в том, что под моноклинально залегающими отложениями устанавливается одна или несколько антиклинальных структур. Наличие ловушек обеспечивается дуплексным строением аллохтонного комплекса, при котором крылья складок, погружающиеся в направлении складчатого сооружения (критическое направление), скрываются под структурно более высокими тектоническими пластинами (рис. 1, 5Б). Резервуаром в ловушках этого типа, как правило, выступают компетентные террири-генно-карбонатные отложения, коллекторские свойства которых улучшены за счет тектонической трещиноватости. Флюидоупорами служат преимущественно глинистые отложения, такие как майкопская свита Предкавказья и верхнеартин-ские сланцы Предуралья. Наиболее перспективными зоны вдвигов представля-

ются в пределах фронтальной части Дагестанского клина (Чирюрт, Агачаул, Ка-рабудахкент и др.), центральной части складчатого борта Верхнепечорской впадины (Гудырвож (рис. 4)), гряды Чернышева (Воргамусюр). Большие размеры этих складок (высота до 400 м, площадь до 200 км2) дают основание рассчитывать на открытия крупных месторождений.

Говоря о этом направлении поисков, следует сделать одну важную оговорку. Дело в том, что рассматривать ловушки, приуроченные к вдвиговым пластинам в качестве нового типа можно лишь в тех районах, где антиклинальные структуры не имеют непосредственного отражения в приповерхносных слоях. Это имеет место там, где пакет аплохтонныех пластин, образует многоярусный вдвиговый клин, быстро утоняющийся в сторону передового прогиба (фронт Дагестанского клина (рис. 2Б), складчатый борт Верхнепечорской впадины (рис. 4)); или где аллохтонные складки перекрыты толстой пластиной вышележащих отложений, через которую складка в подстилающих отложениях не "просвечивается" (гряда Чернышева).

Представляется, что при прочих равных условиях (геохимических, термобарических, катагенетических и др.) зоны вдвиговых деформаций значительно более привлекательны для поисков залежей нефти и газа, чем ловушки в зонах покровного или надвигового строения. Этот вывод следует, прежде всего, из того, что именно во вдвиговых зонах сосредоточены основные запасы нефти и газа. Вероятно, это связано с благоприятными условиями консервации скоплений нефти и газа во внутричехольных складках.

В пользу высокой оценки ловушек, приуроченных к зонам вДвигов свидетельствует то, что к ним приурочены почти все крупные месторождения исследуемых районов. К их числу относится Вуктыльское, Старогрозненское, Мапго-бекское, Карабулакское, Димитровское и ряд других месторождений. Фазовый состав залежей в зонах вдвигов определяется местными геохимическими и термобарическими условиями, и может быть представлен как нефтяными, так и газовыми скоплениями.

Прогноз существования перспективных антиклинальных структур, перекрытых метаморфическими и магматическими породами, основывается на результатах интерпретации новых данных сейсморазведки и бурения. Наиболее убедительно возможность существования ловушек такого типа отмечается на материале, освещающем строение зоны сочленения Центрального

Урала с Соликамской впадиной. Здесь устанавливается погружение платформенных девонско-нижнепермских отложений под тектонические пластины Центрально-Уральского поднятия, сложенные метаморфиэованными докембрийски-ми породами. В структуре поднадвиговых комплексов намечаются небольшие антиклинальные перегибы, которые рассматриваются как потенциальные ловушки. Ловушки подобного типа можно ожидать в поднадвиге Лемвинского аллохтона, Зилаирского синклинория, Сакмаро-Коктепинского разлома на Южном Урале. Палеогеографические реконструкции показывают, что в поднадвиговых зонах могут быть развиты девонские органогенные постройки (Шишкин, 1989; Щекотова, 1990). Учитывая жесткие палео- и современные термобарические условия, в этих зонах следует ожидать преимущественное развитие газовых залежей.

Поднадвиговые поднятия автохтонного комплекса могут рассматриваться как перспективное направление поисков нефти и газа в пределах фронтальной части складчато-надвиговых зон Урала и Кавказа, где глубина залегания автохтонных комплексов не слишком велика. Наиболее привлекательным это направление является в зоне сочленения крупных инверсионных поднятий Печоро-Колвинского авлакогена и пояса надвигов Урала. Здесь Ловушки приурочены к поднадвиговым инверсионным., валам, продуктивность которых установлена за пределами пояса надвигов. Возможность существования углеводородного скопления в подобных условиях связана с малой дислоцирован-ностью поднадвиговой складки, что позволяет рассчитывать на сохранность углеводородных скоплений на больших глубинах. Перспективны также поднадвиговые горстовые и полугорстовые выступы (Верхнепечорская впадина). В пределах Урала в этих ловушках следует ожидать газовые скопления. На Кавказе в автохтонном основании возможно присутствие нефтяных скоплений. Это связано с быстрым новейшим погружением передового прогиба, что привело к сохранению условий Нефтеобразования на больших глубинах (Соколов и др., 1990).

Заключение

В результате проведенного исследования решена крупная научная проблема, связанная с обоснованием нового понимания глубинного строения складчато-надвиговых зон восточного южного обрамления Восточно-

Европейской платформы На основе этого исследования рекомендованы новые направления поисков залежей нефти и газа. Реализация этих рекомендаций позволит повысить эффективность поисковых работ на нефть и газ и будет способствовать укреплению сырьевой базы топливно-энергетического комплекса России.

В диссертации защищаются следующие научные положения:

1. Новое в понимании морфологии скпадчато-надвиговых зон. Наряду с развитием надвигов в пределах восточного и южного обрамления Восточно-Европейской платформы широко распространены вдвиги и субпластовые срывы.

В Предуралье и Предкавказье впервые документируется широкое распространение зон вдвигов. Они представляют собой аллохтонные пластины ограниченные в кровле и подошве надвигами, которые сливаются друг с другом перед фронтом деформаций. Установлено наличие региональных субпластовых срывов, расслаивают осадочный чехол на тектонические пластины. Показано, что амплитуда горизонтального смещения крупнейших тектонических пластин достигает десятков километров (Талотинский надвиг - до 40 км, Пултовский надвиг - около 20 км и др). Выявление этих структурных форм стало возмо)»"Чм лишь в последние годы благодаря появлению качественных сейсмических данных.

2. Новое в районировании складчато-надвиговых деформаций. В пределах исследуемых районов установлены вариации структурных стилей, выражающиеся в смене зон преимущественно надвигового стиля строения вдвиговым и покровным. Проведено районирование исследуемой территории по распространению этих структурных стилей.

Основными структурными сегментами Восточно-Кавказского пояса надвигов является Терско-Сунженская складчато-надвиговая зона, Предгорный Дагестан и Сиазаньская моноклиналь. Строение Терско-Сунженской складчато-надвиговой зоны определяется расслоенностью осадочного выполнения Терско-Каспийского прогиба на уровне титонских эвапоритов. Главной структурной особенностью зоны Предгорного Дагестана является наличие мощного вдвигового аплохтонного комплекса, образованного юрско-эоценовыми отложениями. Он расщепляет осадочный чехол передового прогиба на уровне майкопских глинис-

тых отложений. В районе Сиазаньской моноклинали резкое сужение зоны деформаций и образование крутого структурного рельефа связано с неблагоприятными условиями для формирования пологих надвигов (отсутствуют выдержанные пластичные горизонты).

В составе Уральского пояса надвигов выделяются северный, центральный и южный структурные сегменты. Северный сегмент соответствует зоне сочленения Урала с Печорской плитой Он характеризуется многоярусной структурной расслоенностью и широким распространением вдвиговых структур. Центральный се|мент расположен вдоль восточной части Волго-Уральского бассейна. Для северной части этого сегмента, району сочленения Урала с Соликамской впадиной, свойственно покровный стиль строения. Южнее отмечается преимущественно надвиговый стиль деформаций. Южный Прикаспийский сегмент пояса надвигов характеризуется значительной структурной расслоенностью, в его фронтальной части прогнозируются вдвиговые деформации.

3. Новое в оценке углеводородного потенциала. Ловушки нефти и газа выявлены в новых структурных условиях, что позволило наметить перспективные направления поисково-разведочных работ. К ним относятся:

- зоны едвигового строения;

- антиклинальные структуры внутренней части пояса надвигов Урала, перекрытые метаморфическими и магматическими породами.

- поднадвиговые поднятия автохтонного комплекса;

Наиболее перспективными является крупные поднятия, приуроченные к лобовым частям аллохтонных пластин, входящих в состав вдвиговых комплексов. Они выделяются в пределах фронтальной части Дагестанского клина, зоне сочленения Северного Урала и Верхнепечорской впадины, гряды Чернышева. Во внутренней части пояса надвигов перспективными являются участки, где платформенные девонско-нижнепермские отложения перекрыты тектоническими пластинами Центрально-Уральского поднятия, сложенными метаморфизован-ными докембрийскими породами. Поднадвиговые ловушки прогнозируются под Лемвинским аллохтоном, в зоне Зилаирского синклинория, Сакмаро-Кокгепинского разлома на Южном Урале. В автохтонном комплексе наибольший

интерес представляет лоднадвиговое продолжение валов Печоро-Колвинско авлакогена.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1. Соколов Б.А., Соборнов К.О. Оценка перспектив нефтегазоносности Дагестана // Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых. М.: МГУ, 1986, с. 130-136.

2. Соколов Б.А., Корчагина Ю.И., Москалев Н.П., Серегин A.M., Соборнов К.О., Фадеева Н.П., Виктров А.Д., Сергеева В.Н. История нефтегаэообразования и нефтегазонакопления в мезозойских отложениях Восточного Предкавказья // Нефтегазоносность мезозойских отложений Кавказа. Тр. ИГ Даг. ФАН СССР,

1986, вып. 34, с. 69-76.

3 Соколов Б.А., Соборнов К.О. История нефтегазообразования и нефтегазонакопления в связи с новыми направлениями поисков нефти и газа в Предгорном Дагестане // Геология и полезные ископаемые Большого Кавказа. М.: Наука,

1987, с. 255-260.

4. Соборнов К.О. Поднадвиговые зоны нефтегазонакопления - новый объект поисков нефти и газа в Предгорном Дагестане // Геология нефти и газа,

1988, Na2, с. 8-12.

5. Соколов Б.А., Соборнов К.О. Дагестанский пояс надвигов: строение и нефтегазоносность //Состояние и пути повышения эффективности развития и освоения месторождений нефти и газа в Дагестане: Тр. ин-та геологии Даг. ФАН, Махачкала, 1988, вып. 37, с. 41-46.

6. Соборнов К.О. Надвиговое строение и нефтегазоносность Южного Дагестана // Вестн. МГУ. Сер. 4. Геология. 1990, №1, с. 22-29.

7. Соборнов К.О. Клиновидные надвиги северо-восточного склона Кавказа // Советская геология, 1990, № 2, с. 79-87.

8. Соборнов К.О. Зоны клиновидных вдвигов: строение и перспективы нефтегазоносности// Геология нефти и газа, 1990, № 8, с. 2-6.

9. Соколов Б.А., Корчагина Ю.И., Мирзоев Д А., Сергеева В.Н., Соборнов К.О., Фадеева Н.П. Нефтегазообразование и нефтегазонакопление в Восточном Предкавказье. М.: Наука, 1990, 206 с.

10. Соколов Б.А., Соборное К.О., Мирзоев Д.А., Джабраилов М О , Ройтман Л.А. Особенности строения и нафтегазоносности Дагестанского клина II Тектоника и нефтегазоносность поднадвиговых зон. М.: Наука, 1990, с. 246-257.

11/ Соборнов К.О., Бушуев A.C. Струкутры клиновидного вдвига зоны сочленения Северного урала и Верхнепечорской впадины: строение и перспективы нефтегазоносности // Геология и геодинамика нефтегазоносных бассейнов СССР.-М.: ВНИГНИ, 1990, с. 59-72.

12. Соборнов К.О. Строение и формирование вдвигового аллохтона Гу-дырвожской антиклинали Северного Урала// Вестн. МГУ. Сер. 4. Геология. 1991, №1, с.78-84.

13. Соборнов К О., Бушуев A.C. Строение фронта пояса надвигов Северного Урала (в районе Еджид-Кыртинской антиклинали) // Докл. АН СССР, 1991, т. 321, № 1, с. 171-175.

14. Соборнов К.О. Формирование складчато-надвиговой структуры Дагестанского клина // Геотектоника, 1991, № 3, с. 34-46.

15. Соборнов КС., Пильник Л.В. Гряда Чернышева - фронт вдвиговой пластины? //Докл. АН СССР, 1991, т. 318, с. 430-433.

16. Соборнов К О., Тарасов П.П. Двухъярусная вдвиговая структура Интин-ской складчато-надвиговой зоны, Полярный Урал // Докл. АН СССР, 1991, т. 318, с. 954-957.

17. Клещев К.А., Шеин B.C., Соборнов К.О. Тектоника литосферных плит и проблемы нефтегазоносности надвиговых структур на территории СССР // Геодинамика и нефтегазоносность осадочных бассейнов СССР. М.: ВНИГНИ, 1991, с. 4-52.

18. Соборнов К.О., Тарасов П.П. Новая интерпретация строения Вуктыль-ской антиклинали // Геодинамика и нефтегазоносность осадочных бассейнов СССР. М.: ВНИГНИ, 1991, с. 75-89.

19. Соборнов К.О. Вдвиговое строение Дузлакской антиклинали (Южный Дагестан) // Бюл. МОИП, отд. геол., 1991, т. 66, вып. 6, с. 44-50.

20. Соборнов К.О., Тарасов П.П., Бушуев A.C. Тектоническая расслоен-ность складчатого борта Верхнепечорской впадины и е£ нефтегазоносность // Геология нефти и газа, 1991, Na 10, с. 17-21.

21. Соборнов К.О., Хацкель М Л. Геодинамическая эволюция Донецкого складчатого сооружения // Изв. АН СССР, сер. геолог., 1991, № 9, 154-157.

22. Соборнов К.О. Строение фронта пояса надвигов Северного Урала (в районе Сочъинской антиклинали) //Докл. АН СССР, 1992, т. 325, № 3, с. 552-556.

23. Соборнов К.О., Тарасов П.П. Аллохтонная структура Косью-Роговской впадины (Порярный Урал) // Докл. АН СССР, 1992, т. 322,.№ 2, с. 760-764.

24. Соборнов К.О., Бушуев A.C. Кинематика зоны сочленения Северного Урала и Верхнепечорской впадины// Геотектоника, 1992, Nfl 4, с. 39-51.

25. Соборнов К.О. Строение зоны сочленения Кавказа и Терско-Каспийского прогиба // Докл. РАН, 1993, т. 330, № 3, с. 492-496.

26. Соборнов К.О., Скрипий A.A. Покровно-надвиговая структура осадочного чехла зоны сочленения Вельской впадины и Башкирского антиклинория Южного Урала//Докл. РАН, 1993, т. 333, Na 2, с. 242-245.

27. Соборнов КО., Яковлев Г.Е. Структурное развитие и нефтегазонос ность Печоро-Колвинского авлакогена // Рифтогенез и нефтегазоносность. М.: Наука, 1993, с. 142-149.

28. Соборнов К.О. Строение Косью-Роговской впадины, Полярный Урал. // Тектоника и магматизм Восточно-Европейской платформы. Ред. Ю Г. Леонов и др. М.: КМК, 1994, с. 145-154.

29. Соборнов К.О., Ростовщиков В.Б. Новые направления поисков нефти и газа в поясе надвигов Северного Урала // Геология нефти и газа, 1995, № 6. с. 30-34.

30. Соборнов К.О. Строение Восточно-Кавказского нефтегазоносного пояса надвигов // Геология нефти и газа, 1995, № 10, с. 16-21.

31. Соборнов К.О. Структурные сегменты Уральского пояса надвигов и его нефтегазоносность // Геология нефти и газа, 1996, № 3, с. 12-19.

32. Соборнов К.О. Структурная сегментация Восточнокавказского пояса надвигов // Геотектоника, 1996, № 5, с. 76-88.

33. Sobornov К.О. Blind duplex structure of the North Urals thrust belt front. Journal of Geodynamics, 1992, v. 15, № 1/2, p.p. 1-11.

34. Sobornov K.O. Structure and petroleum potential of the Dagestan thrust belt, Northeastern Caucasus, Russia // Bull of Can. Petrol. Geol., 1994, v. 42, Ns 3, p.p. 352-364.

35. Sobomov K.O. Structural relationship of the Urals and adjacent basins // Pangea: global environments and resources. Embry A F., Beauchamp B. 8. Glass

D.J. (Eds.). Canadian Society of Petroleum Geologists, 1994, Memoir 17, p.p. 145-

36. Sobornov K.O. and Jones P.B. A comparative study of triangle zones of the Canadian Cordillera and the Dagestan thrust belt, NE Caucasus, Russia // Program, expanded abstracts and biographies. CSEG & CSPG joint national convention, Calgary, 1994, p.p. 148-149.

37. Sobornov K.O. Structural evolution of the Karpinskiy swell, Russia // C.R. Acad. Sci. Paris, 1995, t. 321, Serie lia, p.p. 161-169.

38. Sobornov K.O. Structure and prospects of the North Urals thrust belt // Extended abstract book. 57th EAGE Conference and Technical Exhibition, Glasgow, Scotland, 1995, E018.

39. Sobornov K.O. and Tarasov P.P. Structure and new targets for petroleum exploration in the Polar Urals thrust-and-fold belt // Geodynamic evolution of sedimentary basins. International symposium. F. Roure, N. Ellouz, V.S. Shein and I. Skvort-sov (eds). Edition Technip, Paris, 1996, p.p. 235-253.

40. Sobornov K.O. Lateral variations in structural styles of tectonic wedging in the Northeastern Caucasus, Russia // Bull, of Can. Petrol. Geol., 1996, v. 44, № 2, p.p. 385-399.

41. Sobornov K.O. and Rostovshchikov V.B. Structure and hydrocarbon prospects of the North Urals thrust belt // Petroleum Geoscience, 1996, v. 2, p.p. 177-184.

42. Sobornov K.O. Geodynamic evolution of the Karpinsky swell // Extended abstract book. 58th EAGE Conference and Technical Exhibition, Amsterdam, 1996.

154.

ЛР № 0200657 от 11 ноября 1992 г. Подписано в печать 6 марта 1997 г. Объем 2 п л., тираж 100 экз. Заказ № 26

Отпечатано в отделе технической документации Института геологии и разработки горючих ископаемых 117312 г. Москва, ул. Ферсмана,50

Информация о работе

Соборнов, Константин Олегович
доктора геолого-минералогических наук
Москва, 1997
ВАК 04.00.17

Автореферат

Складчато-надвиговые зоны восточного и южногообрамления Восточно-Европейской платформы:строение и новые направления поисков нефти и газа - тема автореферата по геологии, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы