Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Тектоническая эволюция, палеосейсмичность и нефтегазоносность Западно-Сибирского и Лено-Вилюйского осадочно-породных бассейнов
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Тектоническая эволюция, палеосейсмичность и нефтегазоносность Западно-Сибирского и Лено-Вилюйского осадочно-породных бассейнов"
'•П о /
и
РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК СИШРСКСЕ ОЦЩЛЕНИЕ ОБЪЕДИНЕННЫЙ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ, ГЕОФИЗИКИ И МИНЕРАЛОГИИ
На правах рукописи МИКУЛЕНКО Константин Иванович
ШТСШЧЕСКДЯ ЭВОЖВДЯ, ПАЛЕОСЕЙСМИЧНОСТЬ И НЕФТЕГАЗ СНОСНОСТЬ ЗАПАДНО-СИШНЖСГО И ЛЕНО^ИЯШСКОГО ОСАДОЧНО-ПОРСЩНЫХ БАССЕЙН®
04.00.17 - гэ адопм, поиски и разведка- нефтяных и газовых месторождений
Диссертация
на соискание ученой степени доктора ге.алого-минералоглческях наук в фориэ научного док;, —ч
Новосибирск 1992
Работа выполнена в Якутском Институте геологических наук ЯНЦ СО РАН.
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук
О.Г.Жеро
доктор геолого-минералогических наук Н.П.Задивалов
доктор геолого-минералогических наук В.А. Соловьев
Оппонируетее предприятие: Всероссийский научно-исследовательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ, г. Ленинград)
Защита состоится " 22 " декабря_ 1992 г. в _10_ часов
на заседании специализированного совета Д.002.50.04 при Объединенном институте геологии,геофизики и минералогии СО РАН, в конференц-зале.
Адрес: 630090, Новосибирск,90, Университетский просп., 3.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОИГГиМ СО РАН.
Автореферат разослан "б пкол5()А> 1992 г.
Ученый.секретарь специализированного совета д.г.-м.н.
В.И.Москвин
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА. РАБОТЫ
Объектом исследований, настоящей работы являются основные (Западно-Сибирский и Лено-Вилюйский) нефтегазоносные бассейны Сибири* Несмотря на.то, что .представления о бассейнах лежат в основе одного из главных направлений исследований нефтегазоносных территорий, целый ряд вопросов учения о бассейнах пока решен.. недостаточно полно. В их числе такие определяющие;как принципы их выделения и районирования, вопросы эволюции седимёнта- . ционннх бассейнов и нефтегазоносные, оценка влияния тектониче- . ских факторов на процессы нефтегазообразования и нефтегазонакоп-ления на бассейновом уровне. Наибольшие замечания вызываю! приемы изучения тектонической историй и структуры нефтегазоносных бассейнов, прежде всего шгатформеннога тша. Будучи разработанными в основном в. 30-50-е Годы текущего столетия, в подавляющей большинстве они' не учитывают или. не * в полной'мэре учитывают достижения в области морской геологии, космических Исследований Земли, не в должной мере приспособлены к принципиально изменявшимся тектоническим и нефтегеологическим концепциям и представлениям последних десятилетий.
На основе вышеизложенного актуальность исследований определяется необходимостью совершенствования приемов изучения и оценки перспектив нефтегазоносности бассейнов с тектонических позиций в свете современных достикений и представлений в области геологии и сменных дисциплин.
- Цель исследований: изучение стиля движений и структуры на разных этапах развития бассейнов, установление тектонических режимов и факторов, благоприятных для формирования скоплений углеводородов в -их■пределах;
Основные задачи исследований:
- обосновать принципы выделения и структурного районирования бассейнов;
- усовершенствовать комплекс структурных и палеоструктур-ных исследований;
- разработать методику и осуществить изучение палеосейсмич-ности;
- исследовать специфику проявления тектонических движений и особенности структуры бассейнов на разных этапах их развития;
- обосновать тектонические-режимы и факторы, благоприятные
для формирования скоплений углеводородов в синхронном комплексе бассейнов.
Защищаемые" положения:
1. Особенности регионадьной структуры и направленность развития изучаемых ОПБ (морфологический тил бассейна,характер цикличности синхронного комплекса, периоды проявления палеосейс-мичности, магматизма, процессы структурообразования) предопределяются принадлежностью бассейнов к более крупным тектоническим сегментам земной коры; особенности литолого-фзрмационного состава и мощности осадочного выполнения, типы и интенсивность пликативных и разрывных дислокаций, сейсмогенных образований определяются тектоническими особенностями бассейнов, в пределах которых они проявляются.
2. Осадочные бассейны эволюционируют в нефтегазоносные на определенных стадиях развития при благоприятных тектонических режимах. Тектонические режимы определяются сочетанием кинематических и динамических обстановок формирования бассейнов: пас-^ сивный режим обусловливается проявлениями общих (векошх) тектонических движений, отражакщихся в характере региональных погружений и воздыманий, активный режим - проявлениями медленных (структурообразующих) движений; предельно активный режим соответствует эпохам проявления быстротечных (сейсмогенных) тектонических движений, особенно при пространственном и временном наложении процессов структурообразования и интенсивной палеосейс-мичности. Пассивные режимы при прочих равных условиях обусловливают проявление процессов нефтегазообразования, в том числе главные их фазы. .Активный и особенно предельно .активный режим обеспечивают проявление латерального и вертикального перемещения углеводородов (миграцию нефти и газа), в том числе главные фазы миграции.
3. Принципы районирования территорий с позиций нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных бассейнов являются не альтернативными, отражают разномасштабность изучаемых геологических объектов. Нефтегазоносные провинции как более крупные объекты представляют собой сочетание разновозрастных бассейнов, на •которых они подразделяются. Элементами районирования нефтегазоносных провинций являются нефтегазоносные бассейны. Пространственные и временные их соотношения определяются как целое к частному. Наиболее крупными элементами районирования исследуемых
бассейнов являются внешняя, переходная и внутренняя зоны, отличающиеся структурными и литолого-формациоиными особенностями образования и накопления углеводородов и в итоге - перспективами нефтегазоносности. Нефтегазоносные области и районы - это последовательно меньшие по рангу элементы раздельного районирования.внешней, переходной и внутренней зон бассейна.
Фактический материал и методы исследований. Теоретической основой выполненных исследований является учение о нефтегазоносных бассейнах как результатах эволюции осадочно-породных бассейнов. В качестве материала использовались результаты государственных геологических съемок (м-б 1:200 ООО, 1:1 ООО ООО), лично изученный керновый материал и промыслово-геофизические данные около 230Q скважин, пробуренных на территориях изучаемых бассейнов, материалы магнитной и гравитационной государственных съемок (м-бов 1:1 ООО ООО и 1:2 500 ООО), данные сейсморазведочных работ MOB и 1.ЮГТ, выполненных экспедициями ПГО "Главткменьгео-физика", Томским и Новосибирским геофизическими трестами, "Ени-сейгеофизика", "Якутскгеофизика" в виде временных разрезов.профилей и структурно карт (м-бов 1:100 ООО и 1:200 ООО) на 2700 площадях по 4-5 опорным сейсмическим горизонтам; автором изучено 50 опорных разрезов в пределах складчатых областей Горного Таймыра, Западного Верхоянья, в платформенных областях Енисей-Хатангского, Лено-Анабарского, Предверхоянского прогибов,Вшшй-ской синеклизы, в отдельных районах Западно-Сибирской плиты. Автором выполнены визуальные наблюдения в эпицентральных зонах 4-12-балльных современных землетрясений в Дагестане, Чечено-Ингушетии, Ставрополье; использовались предварительные результаты выполненных автором экспериментов, имитирующих импульсное (ударное) воздействие сейсмических толчков на осадки и водно-породную смесь; привлекались также литературные данные по моделированию суспензионных потоков и текстур пластичного течения.
Методологической основой исследований являлись принцип ак-туализма и метод сравнительной тектоники в модификации автора. Использованы классические и современные методы тектонических и нефгегеологических исследований, основными из которых были структурный, палеоструктурный (анализ мощностей, литофаций,несогласий), палеосейсмический, тектонофизический, ландшафтный (включая данные космических и высотных съемок).
Научная новизна исследований." Личный вклад. Впервые исследуемые нефтегазоносные бассейны изучаются как единые целостные системы,являющиеся результатом эволюции осадочно-пород-ных бассейнов на определенных стадиях их развития;
Используя системно-бассейновый подход, установлены зависимости (различно проявляющиеся на разных стадиях развития бассейнов) типов и масштабов тектонических р палеосейсмических образований, а также условий образования и накопления углеводородов от структурной их позиции (внешняя, переходная, внутренняя зоны) в пределах бассейна.
На основе дифференциации тектонических движений по скорости проявления определены преимущественные типы .обусловленных ' ими образований, а также формы и степень воздействия на процессы образования и накопления углеводородов:
- исходя из представлений о длительности тектонических напряжений, доказано, что вековые движения ответственны за форыа-ционные, медленные'формируют дислокационные (преимущественно пликативные), быстротечные - в основном трещинно-разрывные образования;
- исходя из соотношений длительности проявления тектонических напряжений и скоростей процессов образования, миграции и накопления углеводородов, показано, что вековые движения,проявляясь преимущественно в статической форде, обусловливают процессы нефтегазообразования; быстротечные, воздействуя на породы и флюиды динамически, влияют на миграцию углеводородов, а медленные движения, формируя ловушки и зоны нефтегазонакопления, обеспечивают скопления углеводородов и,в конечном счете,определяют закономерности пространственно-временного их распределениям
Опираясь на данные по тектонический аффектам в эпицентраль-них зонах современных землетрясений и привлекая результаты экспериментов по моделированию импульсного (ударного) воздействия напряжений на осадки, разработана методика изучения палеосейо-мичности, что впервые позволило осуществить палеосейсмические исследования, определить место и роль сейсмичности в истории и в структуре исследуемых нефтегазоносных бассейнов.
Основываясь на тектонофизических реконструкциях, доказано региональное проявление вдоль складчатых обрамлений взбросо-наг-двиговых дислокаций как результат динамического воздействия на
платформенные территории субгоризонтальных тектонических напряжений со стороны складчатых областей.
Реализация выполненных исследований. При участии автора составлено более 20 рекомендаций, внедренных в ПГО, в том числе комплекты структурных, палеоструктурных и тектонических карт (ПГО "Якутскнефтегазгеология",акт № 22/9 от 13.04.78 г.; "Лена-нефгегазгеология", акт № 39 от 15.09.80 г.; Jb 9 от 30.01.87; № II от 05.10.85; "Красноярскнефтегазгеология", акт Я 22/9 от 13.04.78; "Енисейнефтегазгеология",акт й 37 от 30.10.85 и др.), по методике структурных и палеоструктурных исследований (ПГО "Ленанефгегазгеология", акт № 237 от 26.09.79 и № 212 от 20.10. 83 г.), по методике прогноза нефтегазоносности локальных поднятий (Томского ТГУ, акт от 10.01.73 г.), по направлению поисковых и разведочных работ (Томское ТГУ,акт В 30 от 29.11.77; "Ени-сейнефгегазгеология",акт № 59 от 24.07.84 г.; "Востнефтегазгео-логия", акт № 298 от 27.07.85; "Иркутскгеофизика", акт 16 299 от 25.07.85; и др.).
Продтекошшо рекомендация позволили оптимизировать поисково-разведочные работы, повысить их геологическую эффективность.
Апробация работы. Результаты исследований докладывались на международных и всесоюзных совещаниях, конференциях и симпозиумах по проблемам происхождения нефти и газа (Москва,1968; Львов, 1978); по закономерностям строения и размещения залежей нефти и газа Западной и Восточной Сибири (Тюмень, 1965, 1967, 1975; Якутск, 1967; Шушенское, 1978; Москва, 1979; Красноярск, 1976; Новосибирск, 1979; Иркутск, 1987); по проблемам тектоники - на сессии Научного совета по тектонике Сибири и Лальнего Востока (Якутск, 1967, 1980; Новосибирск, 1968, 1971; Магадан, 1969; Тюмень, 1975; Красноярск, 1977); по проблемам связи тектоники и литологии - на сессиях Сибирского отделения Диалогического комитета (Новосибирск, Тюлень, Томск); по коллекторам (Грозный, 1963; Новосибирск, 1983); по проблемам цикличности отложений и процессов (Новосибирск, 1975, 1977; Новороссийск, 1980; Ташкент, 1981); по проблемам тектонических режимов бассейнов (Москва, 1981, 1984, 1985; Новосибирск, 1991); по геодинамике (Москва, 1988); по тектонике поднадвиговых зон (Фрунзе, 1988); по проблеме разломообразования (Иркутск, 1990).
Структура работы. Она состоит из введения, пяти глав и заключения. Учитывая недостаточную разработку методических вопросов в диссертации,значительный объем (I и П главы) отведен описанию авторских подходов к выделению и районированию нефтегазоносных бассейнов, проведению структурных и палеоструктурных исследований. Б последующих главах даётся анализ современного структурного плана и история развития (Ш глава). Учитывая новизну проблемы, палеосейсмические исследования,освещающие одну из сторон тектонической истории,выделены в самостоятельный раздел. (глава ГУ). . Вопросы "нефтегазоносности (глава У) рассматривается в свете выводов, вытеканиях из авторских представлений о многообразии типов тектонических движений, проявляющихся в статической, кинематической и динамической формах.
В заключении сформулированы основные результаты, определены рекомендации по их реализации и практическому-использованию, рассмотрены направления дальнейших исследований.
Успешному выполнению исследований'способствовали доброжелательная поддержка академиков РАН А.Э.Конторовича,В.С.Суркова, профессоров Ф.Г.Гурари, В.С.Старосельцева. За добрые советы и обоснованные замечания, помогавшие определиться в новых поисковых проблемах, автор искренне благодарен действительным членам* Академии наук А.А.Трофиьогку и Н.В.Черскому; членам-корресдонден-там Академии наук К.В.Боголепову, Ч.Б.Борукаеву, В.Д.Наливкану, Э.Э.Фотиади; профессорам В.И.Бгатову, В.П.Казаринову, Н;В;Мель-никову, К.Б.Мокшанцеву, В.Е.Савицкому, В.А.Соловьеву, Г.С.Фрадкину; докторам наук В.Н.Воробьеву, Н.ШЗапивалову, В.А.Каштанову, ■ И.Д.Поляковой;' кандидатам} наук В.Е.Бакину, В.А.Богдашеву,' В.В.Гребенюку, Т.А.Дивиной, В.Д.Матвееву, В.С.Ситникову, Ю;П. Смирнову.
Большую помощь в сборе и обработке полевых материалов ока-, зали помощники и коллеги по совместной работе в СНИИГГиМСе и ЯИГН ЯНЦ Ю.Т.Афанасьев, Н.И.Аксиненко,Е;А.Гайдебурова,Е.Д.Глух-, манчук, В.Д;Дэревянко, Н.Д.Иванова, В.Н;Котов, Н.Я.Кошаба, В;А; Лабуркин, А.В.Паршин, Ю.Х.Протопопов, Л.А;Сечкина (Кроль), Н.П. Соколова, К.В.Тимиршин, В.Б.Хмелевский, Г.Г.Шемин, за что автор от души их благодарит.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАьБОЙ
I. ОСАДОЧНО-ПОРОдаЫЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ
Осадочные и . нефтегазоносные бассейны являлись объектами изучения многих исследователей (И.О.Брод, Н.Б.Вассоевич,И.В.Высоцкий, А.Н.Дмитриевский, П.К.Калицкий, А.Э.Конторович, М.О.Мо-делевский, И.И.Нестеров, В.Б.Оленин, Б.'А.Соколов, • А.А.Трофимук, В.Е.Хаян, А.Леворсен, Л.Уикс, М.Хэлбути, Х.Клемм, Р.Дотт и мн. др.). Однако, пока не все вопросы учения о'бассейнах достаточно полно решены. К таковым относятся' принципы их выделения,районирования, типизации и др. Ниже приводятся авторские соображения по этим вопросам.
1.1. Стадийность развития бассейнов
Нефтегазоносные бассейнй (КГБ) прежде всего являются осадочными (седиментационными) бассейнами, в пределах которых происходят в настоящее время или происходили в геологическом прошлом процессы осадконакопления. Осадконакопление может осуществляться в субаквальных (морских, океанических) и надводных (континентальных) условиях. В составе бассейнов осадконакопления принято выделять осадочные бассейны (ОБ) и осадочно-пород-ные бассейны (ОПБ) (Предисловие, 1981). К первым (ОБ) относятся крупные водоемы, в которых "... происходит или происходило в прошлом осадконакопление;..". Под осадочно-породными понимаются бассейны, водоемы "... в которых это осадконакопление могло прекратиться" (Предисловие, 1981, с.10). Указание, что в ОБ могло происходить осадконакопление в прошлом, а в ОПБ осадконакопление могло прекратиться (а значит, могло и продолжаться в настоящее время) ' приводит к стиранию различий между понятиями, обусловливает неопределенность и, следовательно, разную трактовку понятий. Более правильным нам представляется разделение осадочных (породно-осадочных) бассейнов на современные и ископаемые.
В свете сказанного любой ископаемый ОПБ проходил стадию, аналогичную современным осадочным бассейнам (СОПБ), включая до-осадочную их стадию - водный бассейн (ВБ).
Осадконакопление может происходить не только в водных условиях, но и на вневодном пространстве. Континентальное вневодное либо смешанное (вневодное и водное) осадконакодление может иметь место в течение одного из этапов в цикле развития бассейнов суб-аквальных типов, либо осуществляться в течение всего или большей части периода их.существования.
В свете сказанного намечается следующий эволюционный ряд:
ВБ(ВВБ) -- СВПБ (СБВОПБ) -- ИВОПБ (ИБВОПБ)
Ископаемые, бассейны (ИОНЕ) обоих типов в •• дальнейшем для краткости будут именоваться осадочно-дородными бассейнами (ОПБ), а нефтеназоносные бассейны вне зависимости от типов - НГОПБ« Тогда эволюционный ряд запишется:
ВБ (ВВБ) - СОПБ (СЕВОПБ) -- ОПБ.
При соответствующих условиях выполняющие бассейн образования могут оказаться нефтегазоносными. В этом случае ОПБ становится НГОПБ (НГБ). В качестве одного из определяющих признаков НГБ принято считать наличие благоприятных условий для. образования, накопления и сохранения промышленных скоплений углеводородов (Соколов, 1985; и др.). Нам представляется, что необходимым и достаточным для отнесения ОПБ к категории НГОПБ должно являться наличие региональных условий, благоприятных для нефтегазона-копления и сохранения промышленных залежей нефти и газа вйе зависимости от возможной природы (органической и неорганической) углеводородов. Бассейны, имеющие благоприятные условия (признаки) для формирования скоплений углеводородов (проницаемые комплексы, флюидоупоры, ловушки и т.п.), но без выявленных (на момент исследования) залежей УВ должны относиться к категории потенциальных НГБ. К категории потенциальных НГБ должны относиться и ОПБ, для которых по 'комплексу геологических и геохимических данных обоснованы благоприятные условия для нефтегазообра-г зования (с добиций органического синтеза), нефтегазонакопления и.сохранения залежей УВ.
Сказанное относится к ОПБ водного типа. Эволюция вневодных бассейнов (ВВОПБ) с позиции органического синтеза углеводородов в НГОПБ представляется крайне затруднительной или вообще невоз-'мокной. Формально доя. отнесения таких бассейнов к типу НГБ надежных оснований, как правило, не имеется. Однако при соответствующих условиях углеводороды в бассейн могут поступать из других соседних либо подстилающих ОПБ субаквального типа, а при
неорганическом синтезе - из глубин Земной коры. На этом основании, при наличии условий благоприятных для формирования залежей углеводородов (региональные фшюидоупоры и проницаемые комплексы, ловушки и зоны накопления и др.) в сочетании с признаками про-мышенной нефтегазоносности вневодные бассейны также должны относиться к категории НГБ (НГЕВОПБ). По аналогии с субаквальными, в составе вневодные ОПБ следует выделять современные (СВВОПБ) и ископаемые (ИВВОПБ) группы с более дробными подразделениями их по возрасту синхронного комплекса.
Таким образом, в соответствии с развиваемыми представлениями, при исследовании ОПБ следует обособлять собственно нефтегазоносные (НГБ) и потенциально нефтегазоносные (ПНГБ) бассейны. Различия между ними определяются наличием (НГБ) или отсутствием (ПНГБ) промышленных скоплений УВ.
Седиментационные бассейны в своем развитии проходят несколько стадий. Сравнительное их изучение показывает, что несмотря на . определенные различия в их развитии имеются обще черты. Главным из них является то, что они всегда проходят начальную, основную и заключительную стадии, отличающиеся направленностью общих тектонических движений и, следовательно, разными условиями накопления и типами осадков. Начальная (ранняя) стадия характеризуется трансгрессивным типом осадконакопления при последовательно увеличивающихся размеров бассейна. Основная стадия развития ОПБ приходится на период максимального устойчивого прогибания, обусловившего наибольшие размеры бассейна и относительно глубоководный характер сформировавшихся отложений. Заключительная стадия развития связана с развивающейся регрессией, последовательным обмелением и сокращением размеров бассейна, обеспечивших соответствующий тип накопившихся в этот период осадков.
Прекращение осадконакопления знаменует начало отмирания се-диментационного бассейна. На этой стадии активно проявляются процессы размывов (физическое разрушение), сочетающиеся в пределах складчатых областей и подвижных участков платформы, со значительными структурными преобразованиями (тектоническая деструкция) синхронного комплекса.
Стадия отмирания завершается после захоронения (погребения) отложений ОПБ под осадками более молодых бассейнов. После этого развития бассейна как седиментационного полностью прекращается.
Захороненные бассейны .могут находиться в разной степени физической и структурной 'преобразованности. С .этих позиций' выделяются несколько типов захоррненных бассейнов: I) первоначально неизмененные, 2) с разной степенью физического. разрушения, 3) с разной степенью последующей тектонической преобразованности, 4) с разной степенью физического разрушения и тектонической деструкции.
Величины размывов захороненных или находящихся на стадии разрушения бассейнов ориентировочно определяются в долях либо в процентах от предполагаемого первичного (до разрушения) страти- . графического или физического объема синхронного комплекса. Степень поетеедиментационной тектонической деструкции, оценивается с позиций сохранившихся потенциальных возможностей синхронного комплекса в отношении нефтегазоносности: слабая (степень пост-седименгационных преобразований соизмерима с первичной дислоцй-рованностыо), средняя (совокупная интенсивность первичных и и постседиментационных преобразований не исключает положительную. оценку перспектив нефтегазоносности), сильная (степень тектонических преобразований исключает перспективы нефтегазоносности).
Стадийность НГБ устанавливается по степени и направленности процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Периодичность проявления нефтегазообразования коррелирует-ся со степенью катагенетической преобразованности органического вещества (Вассоевлч и др., 1971,1972; Конторович.Неручев, 1971; Конторович, Меленевский, 1988;-и др.). По нашим представлениям начальная (I) стадия развития НГБ соответствует диагенетической" (ранней) фазе газообразования, основная (П) - главной фазе неф-теобразования, заключительная (Ш) - глубинной (поздней) фазе га«--зообразования (Вассоевич, 1972,1977; Конторович, 1973,1977; Нет-ручев, 1973 и др.). Прекращение нефтегазообразования и физико-химическая деструкция органического вещества начинается при погружениях отложений бассейна на глубины с жесткими термо-бариче-скими условиями, на антрацитовой стадии его преобразования (Вассоевич и др., 1979). .
Стадийность процессов нефтегазонакопления устанавливается менее определенно. Ранний (Г) этап накопления УВ можно связывать с первичной латеральной миграцией газов ранней фазы от внутренних областей в сторону переходной зоны бассейна. Основной (П) этап накопления УВ соответствует периодам формирования наи-
большего по объему количестваТВ и скопления их в структурных и структурно-цитологических зонах накопления внутренней и . переходной зон. бассейна. Это стадия концентрирования УВ. В периоды регрессивного воздымания бассейнов происходят процессы переформирования (Ш стадия) и разрушения (17 стадия) скоплений УВ.
Таким-образом,в развитии ОПБ и НТВ намечается стадийность, проявляющаяся в темпах и направленности процессов осадконакоп-ления, образования и накопления УВ. Особенно четко проявляются две тенденции: прогрессивная, связанная с увеличением осадков и УВ и регрессивная, отражающая последовательное уменьшение того и другого. Временные интервалы проявления стадий близкие, но не совпадают (рис. I).
Основная направленность развития ОПБ
Нефтегазоносный бассейн
Нефтегазообразование Нефтегазонакопление
(В
о
М 05
щ я са н о =а
О Щ 05 ет Р<пЗ Рн РЧ
05
Рч
05 Е| М
Б) Щ
05 Й РЧ
05 О
а «
я а о
05 Рч Рн О
3
Тектоническая и физическая деструкция отложений (1У)
Регрессивное воздымание ' (Ш)
Устойчивое прогибание (П)
Трансгрессивное погружение (I)
. ®
I я
Я м
ЙФ.
н о л £0 05 ф О 3
85Й
N
О 05^ о ы Я 05 Э а РЦсЗ 05 1н Ч ^ 05 о о
Рн оз о
03 я
!й
о
«эт-—.
■о а> о л
ХЭ
ш о о
М 05
39
О 05 О сг
т а
&1
О 01
ФЛЗИЧССКУ! химическая деструкция (1У)
I
а 05
св <Я аз щ N
05 05
О о Ев О
ад ей а Д о-— о
05 05
рч а
05 05 Рн Ч
Поздняя фаза газообразования (Ш)
Главная фаза нефтеобразо-вания (П)
Раняя фаза газообразования (I)
Разрушение скоплений УВ С1У)
Переформирование скоплений УВ (Ш)
Основной этап накопления УВ (П)
Ранний этап-накопления УВ (I)
Рис. I. Соотношение стадийности основных процессов осадочно— породных и нефтегазоносных бассейнов
1.2. Границы, принципы выделения осадочно-породных и нефтегазоносных бассейнов
Границы обособленных водных (морского-и океанического типов) и современных осадочно-породных бассейнов проводятся по контурам береговых линий. По аналогии с ними границы ископаемых ОПБ также должны определяться по контурам ископаемых водных бассейнов. Однако установление последних - задача, в подавляющем большинстве неразрешимая или решаемая в весьма приближенном виде. Поэтому применительно к ископаемым бассейна контуры их условно отождествляются с площадью.развития выполняющих их отложений. В соответствии с этим границы исследуемых ОПБ проводились по контурам максимального сплошного распространения синхронных (развитию бассейнов) отложений (Мякуленко, 1983).
При изучении ОПБ возникает необходимость обособления одно-возрастных и разновозрастных бассейнов. Принципы разделения их целесообразно рассмотреть на примере современных бассейнов.
Современные водные ОПБ могут располагаться на определенном расстоянии друт от друга (например, внутренние моря типа Сред-неземного, Черного и т.п.). Обособление таких бассейнов* (современных и ископаемых) не представляет затруднений. Более часто современные бассейны соседствуют, в том числе пространственно непосредственно соприкасаясь. Такой тип соотношений обычно характерен для окраинных морей океанов (Японское, Охотское,Берйн-говое моря, шельфовые моря Северного Ледовитого океана и др.). Признаками для обособления современных морских бассейнов этого типа являются наличие: а) изолированных друг от друга депрессий,
б) наличие в каждой морской, депрессии самостоятельных элементов районирования (шельф, континентальный склон, локе бассейна),
в) циркум-структурный, разнонаправленный характер распределения в плане мощностей и литофации в обособленных соприкасающихся бассейнах.
Применительно к ископаемым одновозрастным ОПБ единственным определяпцим для их обособления признаком является характер планового распределения мощностей и литофаций выполняющих их отложений (рис. 2).
Плановые соотношения разновозрастных ОПБ значительно более разнообразны. Наряду с пространственно разобщенными и соседствующими они могут располагаться дростраяственно совмещенно (рис. 3), а также в различных комбинациях.
Рис. 2. Модели соотношений пространственно разобщенных (а) и соседствующих (б) одно-возрастных ОПБ. I - контуры бассейнов; 2 - границы фациальных зон; 3 - направления увеличения мощностей и изменений фаций синхронных отложений; 4 - номера условных бассейнов.
Рис. 3. Модели латеральных (а) и профильных (б) соотношений разновозрастных (1-Ш) пространственно совмещенных ОПБ. I - контуры поверхностных (а) и погребенных (б) бассейнов; 2 - границы фациальных зон (а - поверхностные, б - погребенные); 3 - направления увеличения мощностей и изменений фаций синхронных отложений; 4 - номера условных бассейнов.
Принципы обособления разновозрастных ОПБ несколько отличаются от вышерассмотренных. Как видно на приводимой схеме (см. рис. 3), к категории разновозрастных должны относиться бассейны (1-Ш), отвечающие следующим условиям. Во-первых, между синхронными отложениями сравниваемых ОПБ должны иметь место региональные стратиграфические, угловые, азимутальные несогласия, либо,в крайнем случае, в разрезе эти отложения должны последовательно надстраивать друг друга..Во-вторых, в сравниваемых ОПБ распределение мощностей и литофаций в длане должно быть разнонаправленным, о чем говорилось "выше. Дополнительным признаком разно-возрастности бассейнов может являться наличие разной в каждом ОПБ направленности процессов осадконаколления, проявляющейся в характере периодичности (цикличности) отложений, что отмечалось в исследуемых бассейнах (Микуленко, 1965).
При обособлении разновозрастных ОПБ возникает необходимость введения понятий синхронный, подстилающий, покрывающий и смежный комплексы.
Синхронный комплекс - осадочные или осадочно-вулканогенные отложения, соответствующие времени существования ОПБ и генетически с ним связанные.■
Подстилающий комплекс - осадочные или осадочно-вулканогенные отложения, на которых непосредственно залегает синхронные образования рассматриваемого ОПБ. В качестве таковых могут быть отложения осадочного, метаморфического или магматического генезиса более древних ОПБ, фундамента, а в определенных случаях (в океанических условиях) - более древние слои земной коры.
Покрывающий комплекс - осадочные или осадочно-вулканогенные отложения других более молодых ОПБ. В качестве покрывающих могут быть отложения одного или нескольких разновозрастных, в том числе современных бассейнов.
Смежный комплекс - одновозрастные отложения соседних соприкасающихся бассейнов.
1.3. Типы пространственно-временных соотношений бассейнов
Осадочно-породные и нефтегазоносные.бассейны являются категориями историческими. Для них (раздельно дая ОПБ и НГБ) следует определять время начала формирования (заложения для ОПБ),
время (этапы) основного развития и время завершения развития, а также время (этапы) отмирания (разрушения) бассейнов. Так как бассейны могут находиться на разных стадиях эволюционного развития, то в их составе целесообразно обособлять бассейны завершенного и незавершенного развития.
К категории незавершенного развития относятся ОПБ, формирование синхронных отложений которых продолжается в настоящее время (в пределах- современных морских и океанических водоемов) или ископаемых,- развитие которых завершилось на какой-то стадии.
Бассейнами завершенного разви. тия считается ОПБ, в пределах которых завершено накопление (прекращена седиментация) синхронных отложений и они прошли либо находятся на стадии физической и(или) тектонической деструкции. В районах Сибири к этой категории отнесены разновозрастные бассейны от рифея до поздней юры - раннего мела включительно. Пространственно они расположены на континентальных территориях Сибирской платформы и прилегающих районах складчатых обрамлений. В пределах Сибирской платформы синхронные комплексы бассейнов этого типа подвергнуты физическому разрушению. В областях складчатых обрамлений главным фактором преобразования синхронных комплексов является тектоническая деструкция их.
Размеры и сочетания разновозрастных ОПБ могут быть самыми разными, поэтому степень и характер проявления контуров их на современном эрозионном срезе бывают различными. С этих позиций ОПБ нами подразделяются на открытые, частично погребенные , когда часть (количественно определяемая в %) бассейна перекрыта и погребенные, когда бассейны полностью перекрыты образованиями более молодых седимен-тационных бассейнов (Микуленко, 1986; Бакин, Микуленко, Ситников и др., 1989).
1.4. Принципы районирования бассейнов
Большинство ископаемых ОПБ формировалось в пределах морских и океанических бассейнов, которые с определенной долей условности следует рассматривать аналогичными современным. В основу районирования современных океанических и морских бассейнов положен
показатель, отражающий гипсометрическое положение рельефа .дна относительно водной поверхности водоема или, что одно и то же -характер изменения толщин водных масс бассейна. Водный бассейн в этом случав можно представить в виде одновыпуклой (снизу) линзы. В поперечном сечении такой линзы шельф уподобляется участку наименьших толщин, континентальный склон - участку клиновидно увеличивающейся толщины, ложе - участку максимальной толщины воды.
Таким образом обособление.шельфа, континентального склона и ложа современных водных бассейнов можно осуществлять используя два показателя: глубины (толщины) водного выполнения и рельефа поверхности дна.
Водные бассейны нами рассматривается как статические модели седиментационных бассейнов геологического прошлого, предельно компенсированных осадками. Водное выполнение современных водоемов в этом варианте представлений условно сопоставляется с осадочным выполнением древних седиментационных бассейнов. След-" ствием такой аналогии является то, что принцип и показатели районирования современных водных и древних бассейнов осадконакоп-ления долены быть едиными или идентичными. На этом основании применительно к ископаемым ОПБ в качестве аналогичных показателей принимается соответственно величины толщин (мощностей) и гипсометрия подошвы синхронного осадочного выполнения,т.е. тела седиментационного бассейна (Микуленко, 1983,1984,1989).
С цельп доказательства вышесказанных аналогий, в сравнительном плане выполнено изучение ископаемых бассейнов ряда нефтегазоносных провинций и современных водных бассейнов (океанических, морских и озерных).
Для получения надежности показателей при изучении седиментационных бассейнов были выбраны ОПБ завершенного типа, полностью оифытые, относительно молодого возраста (мезозой-кайнозойского, в ряде случаев - позднепалеозойского возраста). Это сделано с таким расчетом, чтобы иметь дело с наиболее, близкими аналогами современных-водных и седиментационных бассейнов в наименьшей степени подвергнувшимися процессами последующих тектонических преобразований и физического разрушения. В качестве таковых рассмотрены мезозойские и кайнозойские ОПБ Восточного и Западного Предкавказья, Предкопетдагского прогиба, мезозойские и часть верхнепалеозойских бассейнов Западной и Восточной Сибири.
Анализ формы осадочно-породного выполнения изученных бассейнов показывает, что в плане они имеют разнообразную, чаще округло-неправильную или вытянутую форму. В поперечном сечении эти геологические тела имеют форму полных, разной степени асимметричности (ОПБ Западно-Сибирской плиты, Прикаспийской и Тунгусской, Присаяно-Енисейской синекляз, Нижнеалданской впадины, Западно-Камчатского прогиба и др.), либо усеченных (ОПБ Вилюй-ской гемисинеклизы, Предверхоянского, Индоло-Кубанского.Приста-нового, Восточно-Саянского и др.) линз, выпуклых в сторону фундамента. В поперечном, сечении в составе осадочных линз выделяются три элемента: гонкая внешняя зона, зона резкого утолщения (переходная), и внутренняя зона повышенных относительно выдерживающихся толщин. Обращает на себя внимание то, что в ОПБ не подвергнувшихся последующим разрушением объемное распределение мощностей отложений синхронного комплекса подобно изменениям толщин воды в пределах шельфа, континентального склона и ложа современных водных (морских и океанических) бассейнов. Соответственно, отрезки линий огибающих (снизу) линзы синхронных отложений внешне напоминают обобщенные гипсометрические профили шельфа, склона и ложа крупных современных морских и океанических водоемов. Сходство особенно заметно при сопоставлении соотношений площадей этих показателей ископаемых ОПБ и современных морских водоемов. В целом, основываясь на сходстве статистических показателей, дается заключение о правомерности рассматриваемых аналогий и о возможности использования предлагаемого принципа районирования. Вместе с тем, исследования показали имеющиеся ограничения развиваемого подхода. Так оказалось, что применительно к относительно иолодым ОПБ, не затронутых значительными после-дуицими тектоническими преобразованиями и эрозией, районирование по гипсометрическому и мощностному показателям пространственно совпадает. Для древних, тектонически преобразованных ОПБ, для целей районирования может быть использован только мощност-ной показатель - толщины синхронного осадочного выполнения.
2. ТЕКТОНИЧЕСКИЕ МЕТОЛУ ИССЛЕДОВАНИЙ БАССЕЙНОВ
Рассмотренные выше принципы выделения типизации и районирования бассейнов необходимы не только для определения предмета исследований, что само по себе, конечно, важно. Зто необходимо
еще в связи с тем,что в соответствии с авторским вариантом проведения региональных исследований, результаты изучения тектонических образований в обязательном порядке должны "привязываться" к соответствующему участку бассейна, к конкретной • структурной его зоне (внешняя, переходная или внутренняя) и стадиям развития. Такой подход назван "историко-системно-бассейновым" или упрощенно - "системно-бассейновым". Содержание подхода раыфы-вается определением, а сущность его будет раскрыта в ходе изложения материала.
Выбор объектов и комплекс приемов отличается от традиционных, что обусловливается авторскими представлениями, во-первых, о существовании спектра тектонических движений в зависимости от скорости их проявления, во-вторых, о многообразии и различии возникающих тектонических образований в результате воздействия разных по времени приложения напряжений на порода и осадки с разными реологическими свойствами.
2.1. Типы тектонический движений
и обусловленных ими образований
При нефтегеологических исследованиях объектами изучения традиционно являются шшкативные и разрывные деформации (структуры) разных типов и масштабов, представляемых как результат проявления тектонических напряжений большой продолжительности. Анализ показывает, что наряду с длительно проявляющимися в естественных; условиях имеет место напряжения быстрого и мгновенного воздействия. А.Е.Шейдеггер ( Scheide^et, 1958) тектонические напряжения разделяет на малой (до 4 часов,в среднем около 3-сек), промежуточной (до 4 часов до 15 тыс.лет) и большой (более 15 тыс. лет, в среднем - 100 млн.лет) продолжительности. С длительностью приложения напряжений коррелируются скорости тектонических движений. Для вековых они составляют 0,1-0,001 мм/год и для медленных - 0.I-I03 мы/год, для быстротечных - I03 мм/год. В зависимости от времени приложения напряжений одни и те же породы ведут себя по-разноыу, как твердые (хрупкие), пластичные или текучие, и, напротив, разные по механическим свойствам породы и. осадки на разновременные напряжения могут реагировать сходным образом. Эти известные физические положения применительно к гео-
логическим условиям учитывались лишь- при прогнозе поведения крупных объектов (земная кора, горно-складчатая область и т.п.). Нет оснований считать,что эти принципы не проявляется и на объектах меньшего масштаба (.на породном, минеральном и т.д. уровнях) . Полевые наблюдения и проведенные нами в небольших объемах экспериментальные данные по воздействию импульсных (ударных) напряжений (имитирующих быстротечные движения) на породы и не-уплотнениые осадки подтверждают сказанное.
Расчеты показывают, что в периоды формирования Западно-Сибирского и Лено-Вилюйского бассейнов проявлялись- разноскорост-ные тектонические движения, группирующиеся в три категории 0,008-0,042 мм/год, 0,12-0,65 мм/год и Ю4"6 мм/год. В соответствии с условием А.Е.Шейдеггера, они могут идентифицироваться с вековыми, медленными и быстротечными движениями. Наш развивается положение, что в результате проявления разноскоростных движений формируются разные типы тектонических образований (Ми-куленко, 1980, 1982, 1983, 1985).
Вековые движения в нашем случае обусловливают формирование седиментационного бассейна в целом и основных его тектонических элементов (внешняя, переходная и внутренняя зоны), а также соизмеримых с ниш систем (зон) разломов, которые, как представляется, являются основными (первичными), определяющими возникновение бассейна и основных его структурных элементов.Эта категория движений ответственна также.за формирование типов и формационного состава синхронных комплексов, перерывов в осадко-накоплении и размывов отложений (в масштабах бассейна, либо его структурных зон), обусловливает цикличность отложений на уровнях, соответствующих стадийности развития бассейна.По-видимому, с этими движениями следует связывать региональную (фоновут) тре-щиноватость пород.
В дальнейшем эта категория движений будет условно именоваться бассейновыми. На породном уровне воздействие их не' проявляется.
Медленные тектонические движения являются структурообразующими. Они проявляются на породном уровне. Основными структурными результатами их является пликативные дислокации 1-Ш порядков. Разрывные нарушения (трещиноватост'ь ввтом числе) возникают на определенной стадии дислоцированности пород я потому
рассматривается как вторичные, осложняющие лликативные структуры.
Обусловливая дифференциацию дна седиментационных бассейнов структурообразующие движения могут быть причиной проявления размывов отложений (на участках бассейнов, соизмеримых со структурами 1-Ш порядков) и, соответственно, литолого-фациальных изменений формирующихся отложений, в зависимости от масштаба возды-ыаний на уровнях пачек и свит, мощности которых определяются базисами осадконакопления.
Быстротечные тектонические движения ассоциируются с сейсмическими процессами..Основными по относительной роли и масштабам сформированными ими структурными формами является разрывы и трещиноватость пород. Лликативные дислокации' представляются здесь как второстепенные, сопутствующие разрывы.Важной особенностью этой категории движений является то, что они результативно воздействуют не только на породы, но и на. неуплот-нившиеся осадки. Ударное воздействие сейсмических толчков обусловливает формирование в осадках специфических образований та-г ких как кливажеподобные трещины,. структуры будинажа, вибриты и др.; в условиях-гравитационной неустойчивости возникают вторичные образования, связанные с оползанием пород и осадков, пластичным и суспензионным течением осадков, приводящих к. формиро- . ванию олистостром, турбидиитов и т.п. образованных пластов (слоев). Перемещающиеся вниз по склонам породы-и разноплотностные суспензионные и грязевые потоки эродируют подстилащие отложения. Подробно о данном типе размывов будет сказано ниже. Здесь же отметим, что по масштабам, а главное по стилю проявления они принципиально отличаются от размывов генетически связанных с бассейновыми и структурообразующими движениями. Таким образом, сейсмогенные движения формирует разнообразные типы образований. Несмотря на своеобразие, они являются такими же тектоническими образованиями, как и деформационные (складки, разрывы, трещины), и поэтому в наших работах были объектами тектонических исследований, хотя традиционно таковыми не рассматривается.
На основании изложенного делается следующие заключения:
I. В результате проявления каждого из выделяемых типов тектонических движений (вековые, медленные и быстротечные) формируются три группы образований: деформационные (структурные),фор-мационные и эрозионно-денудационные, рассматриваемые как равноправные тектонические образования.
2. В процессе проявления определенных типов движений имеет место преимущественное формирование одной из групп тектонических образований.
3. Движения разной скорости по-разному воздействуют на породы и осадки, отличающиеся реологическими свойствами; разнообразие тектонических образований, следовательно, обусловливается не только механизмами (сжатие, растяжение и т.п.) и интенсивностью, как принято считать, но и продолжительностью воздействия тектонических напряжений.
4. Скорости движений (обусловливающих -длительность проявления напряжений) определяют ранг- тектонических образований:чем медленнее движения, тем большие масштабы возникших в результате их проявлений деформационных, литолого-формационных и эрозион-но-денудационных образований.
2.2. Комплекс тектонических и палеотектонических . исследований
Исследования бассейнов осуществлялись по трем ■ направлениям: изучение современной структуры, истории формирования и па-леосейсмичности. Первые два направления являются общепринятыми.
В свете развиваемых выше положений при изучении тектоники бассейнов предусматривается" выделение и изучение, по возможности, всех типов (деформационных, формационных и эрозионно-денуда-ционных) образований, обусловленных-проявлениями вековых, медленных и быстротечных тектонических движений. Образования, связываемые с проявлениями вековых и медленных движений,традиционно являются объектами тектонических исследований. Характер воздействия на породы и осадки быстротечных (сейсмических) процессов в геологическом прошлом практически не изучен. Автором впервые эта проблема поставлена и сделана попытка решения некоторых ее аспектов. Учитывая новизну проблемы и слабую изученность,па-леосейсмические исследования выделены в самостоятельный раздел (рис. 4).
При проведении структурных и палеоструктурных исследований использовались общепринятые приемы изучения. Вместе с тем,в про-
гг
£ о
I №
»1
ч
р
л 3
я
ж
И
е.
я> о 4
а со
х
о &
£
о
в
»
X $
ч &
о
Изучение
пликативных
деформаций
Изучение
разрывных
деформаций
Изучение трещинова-тости пород
Изучение периодичности отложений и деформаций
Анализ
мощностей
отложений
Изучение формаций литофаций
Изучение размывов и несогласий
о о к
§ й
1 га
§ а; Н
ас
о
в
Палеоструктурные реконструкции
Изучение периодичности тектонических процессов
Т-ектонофизи-ческие реконструкции
цессе выполнения работ имели место изменения и усовершенствование традиционных приемов тектонических исследований, приспособление их к задачам и представлениям автора. Ниже рассмотрены наиболее значимые из них.
Ранги тектонических образований. Представления о том, что тектонические образования обусловлены определенным типом движений предполагают необходимость соответствующего разделения их на ранги и привязки к "своему" типу движений.
Ранги образований формационного типа устанавливались по масштабу проявления в их разрезе. Формационные комплексы связывались с бассейновыми движениями, фациальные (на уровне пачек и свит) - со структурообразующими, а пластовые и слоевые при наличии определенных текстур - с быстротечными (палеосейсмически-ми) процессами (Микуленко, 1968,1970,1973; Метода изучения тектоники..., 1974).
При разделении на ранги несогласий учитывалась плановая приуроченность их к пликативным структурам, а при отсутствии таковых - исключительно по площадным размерам, сопоставляемым с соответствующими порядками поднятий (Микуленко, 1974).
Ранг пликативных и разрывных дислокаций довольно однозначно определялся по плановым размерам и структурному положению в пределах бассейна, при необходимости с дополнительным привлечением данных о характере проявления их в разрезах. Для дислокаций, связанных с вековыми движениями свойственно проявление в пределах всего пространства бассейна, либо его структурных (внешняя, переходная, внутренняя) зон, а осложненным является синхронный комплекс в целом, или части, соответствующие основным стадиям его развития. Дислокации, обусловленные медленными тектоническими движениями, имеют строго определенные масштабы(соответствующие структурам 1-Ш порядков),характеризуются изменением (как правило, уменьшением) интенсивности от древних к более молодым горизонтам синхронного комплекса. При определении принадлежности образований к сейсмогенным процессам учитывались не только пространственные их размеры (как правило, небольшие,метры, первые десятки метров), но и особенности, проявления в разрезах, главным из которых является проявление их на узких стратиграфических уровнях.
Структурные и палеоструктурные построения.В условиях закрытых территорий, каковыми
являются исследуемые регионы, при осуществлении тектонических исследований (составление структурных и палеоструктурных карт, изучение локальных поднятий и др.) широко используются статистические методы (В.П.Бухарцев, И.И.Нестеров, Ю.М.Глухоедов.А.В. Завгородний, М.И.Мишульский и др.). Такие подходы оказались весьма эффективными для решения ряда тектонических задач, особенно при сравнительном изучении структурных и палеоструктурных особенностей лликативных деформаций (Вухарцев,Мирчник, 1962; Рихтер, 1965; Опыт применения..., 1969; Старосельцев, Растегин, 1974; и др.). Однако, как показал наш опыт, применение этих методов и особенно наиболее часто используемого корреляционного анализа для решения структурных и палеоструктурных задач имеет свои особенности и ограничения.
Показателем тесноты связи двух структурных поверхностей является коэффициент парной корреляции. По сути своей, это сглаживающий показатель. Он дает статистически осредненную картину соотношений структурных поверхностей; структурные неровности при этом сглаживаются и исключаются из анализа. Вместе с тем,эти неровности структурных поверхностей (при исключении ошибок в стратиграфических разбивках) геологически могут быть следствиями проявления размывов отложений или разрывных нарушений. Важные сами по себе (для решения ряда тектонических и нефтегеологичес-ких вопросов) размывы и разрывы особенно необходимо учитывать при структурных построениях. Таким образом, возникает задача не исключать из рассмотрения структурные неровности (что делается при традиционном корреляционном анализе), а наоборот, выявлять их, анализировать их геологическую природу и учитывать при составлении структурных и палеоструктурных построениях. Иными сло-ваш, то что исключается из анализа при традиционном использо-г вании корреляционного метода должно быть объектом . специального, изучения.
Для этих целей нами предложен несколько измененный вариант, условно названный "блоковым корреляционным анализом".В основу его положен ряд эмпирических закономерностей и модельных представлений:
- Зависимости абсолютных глубин залегания смежных стратиграфических поверхностей при отсутствии их нарушений (стратиграфических и тектонических) прямолинейные. В условиях Западно-Сибирской плиты и краевых депрессий Сибирской платформы эта зако-
«мерность установлена эмпирически; теоретической обоснование ее рассматривалось И.И.Нестеровым, А.Л.Наумовым.
- Наличие на корреляционном графике семейства точек, располагающихся .за пределами линии корреляции обусловливается структурными неровностями ("блоковостью") сравниваемых поверхностей. Блоковость поверхностей связывается с проявлением разрывных нарушений или размывов части отложений.
- Количество блоков между изученными стратиграфическими поверхностями определяет такое же количество линий корреляции на графике. Каждая корреляционная линия на графике соответствует "своему" блоку сравниваемых поверхностей.
- Точки (скважины), образующие линию корреляции на графике, располагаются рядом (соседствуют друг с другом), пространственно группируясь в пределах обусловливающего эту зависимость блока.
- Взаимные .альтитудные соотношения блоков, а также их пространственное 'положение определяются путем сопоставления расположения точек-скважин в плане и на линиях корреляции (на графиках).
В соответствии со сказанным для выделения блоков используемые при корреляционном анализе точки-скважины должны обязательно иметь координатную привязку, единую нумерацию - привязки на графике и на плане. Необходимым условием для выделения в принятом понимании блоков является линейное расположение точек-скважин на корреляционном графике и пространственная близость их в плане. Это определяет главную процедуру применения корреляционного анализа при структурных исследованиях - картирование корреляционных отношений (Микуленко, 1973).
Оценка роли неотектондческих движений в формировании поднятий 1-Ш порядка базируется на использовании принципа картирования корреляционных отношений. Способ разработан в двух вариантах, применительно к данным бурения и сейсморазведки. В том и другом случае отметки рельефа .коррелируются с абсолютными отметками структурных поверхностей стратиграфических или сейсмических горизонтов. Теснота связи определяется по величине, а тип связи - по знаку коэффициента корреляция. Модельные построения предполагают несколько основных типов соотношений рельефа и исследуемых по-
верхностей, по-разному геологически интерпретируемые' (Микуленко, 1985).
Разрывные нарушения по способу выделения разделяются на региональные и локальные. Региональные разрывы выделяются на основе комплексного анализа геологических (геологическая съемка), геофизических (гравитационная и магнитная съемки, сейсморазведка) и ландшафтных данных с привлечением материалов высотных и космических съемок. Обоснование комплекса, его эффективность в разных условиях исследуемых .бассейнов, так ■ же как и техника обработки данных неоднократно рассматривались многими исследователями (В.Д.Арчегов, Г.Д.Бабаян, И.П.Варламов, Ф.Г.Гурари, В.В.Забалуев, В.Д.Наливкин, Ю.Х.Протопопов,В.С.Сурков, Д.Б.Тальвирский, Н.Г.Чочиа, Н.В.Шаблинская и мн.др.). Вопросы выделения и изучения разрывов данного ранга обобщены и наиболее полно освещены в работах: "Дизъюнктивная, тектоника Западно-Сибирской плиты" (Новосибирск, 1970) и "Разломная тектоника территории ЯАССР" (Якутск, 1976).
Локальные разрывы выделялись и изучались в основном по материалам сейсморазведки и данным бурения. Установление разрывов по материалам сейсморазведки,, особенно в используемом в' последнем варианте ОГГ не вызывает затруднений. Несколько более сложно решается эта задача по данным бурения. Кроме, случаев повторения части пластов в разрезах, другие признаки разрывов в кернах скважин (брекчированность пород, повышенная трещиноватость пород и т.п.) рассматриваются как косвенные и потому имеющие ограниченное использование. Более надежные методы выделения разрывов базируются■на детальном поведения структурных поверхностей и анализе изменения мощностей отложений в скважинах. Нами для этих целей использовались графо-аналигические приемы Т.Б.Хейтса ( Нае1е5, 1363), В.П.Маркевича (1966) и способ корреляционных графиков (Микуленко и др., 1974). Приемы эти позволяют прогнозировать разрывные нарушения и размывы отложений.
Сравнительная оценка результатов показала, что наиболее точным (более "чутко" реагирующим даже на небольшие изменения мощностей пачек и свит) является способ Т.Б.Хейтса.Результатив-"ным является и способ В.П.Маркевича. И хотя он менее надежный, такой способ обработки дает дополнительную информацию для изучения развития.разрывов. Способ корреляционных графиков оказал--
ся наиболее оперативный и экономичный. Исходя из этого,при большом количестве скважин нами практиковалась (и рекомендуется использовать) следующая последовательность операций. Все скважины .обрабатывается по нашему способу корреляционных графиков. Выявленные скважины с аномальными отклонениями мощностей коррелиро-вались по способу Т.Б.Хейтса, а при подтверждении наличия разрыва обрабатывались по способу В.П.Маркевича. Такой подход позволял прогнозировать разрывы и получать информацию об особенностях их развития.
Трещиноватость пород как самостоятельная форма дислокаций для целей региональных тектонических исследований изучалась впервые. Это потребовало изменения существующих приемов ее изучения. В естественных обнажениях трещины изучались не по принципу'опорных площадок-станций, как принято (Михайлов, 1956; Смехов и др., 1958), а по принципу "опорных линий" (Микуленко, 1972). Замеры трещин и получение всей необходимой информации осуществлялось вдоль основных направлений, в качестве которых принимались линии падения и простирания пород; если обнаженность не позволяла, выбирались два взаимно перпендикулярные направления, по возможности, вкрест простирания наиболее развитых систем трещин.
В кернах скважин документировались все встречающиеся трещины по общепринятой схеме (Смехов и др., 1958; Воробьев, Мельников, 1966; Микуленко и др., 1972; и др.).
Поскольку керны скважин, бурящихся для нефтегазоносных целей, были неориентированными, наиболее сложной проблемой является установление пространственного положения трещин. Разработано несколько способов решения этой задачи путем применения палеток (Очеретенко, 1958), трафаретов (Воробьев, Мельников, 1966). Нами предложен (1957 г.) и использовался не менее точный, но более экспрессный прием с использованием горного компаса.Про-цедура состоит в следующем. Путем замеров углов на поверхности кернов определяется условный азимут - положение плоскости 1 трещины относительно плоскости падения слоев. По естественным обнажениям или по положению скважины на структурных картах устанавливается азимут падения слоев в точке замера. Условный азимут (пересчетным путем или графически) переводится в истинный, географический (Микуленко и др., 1972).
Изучение несогласий, связанных с перерывами в осадконакоплении и размывами является одним из основных методов реконструкций тектонической истории (Г.Штиллё, В.В. Белоусов, Н.С.Шатский, В.Е.Хаин, Ю.А.Косыгин и мн.др.). С несогласиями традиционно связывается выпадение части отложений из разреза за счет размывов, либо вследствие отсутствия осадкона-копления. Нами это понятие расширено (Микуленко, 1974). К категории несогласных отнесены также участки разрезов сс аномально избыточными мощностями. В соответствии с этим выделяется три группы несогласий, связанные: а) с нулевой седиментацией (при отсутствии осадконакбпления),' б) с отрицательной седиментацией (выпадение отложений из разреза), в) с аномальной (избыточной) седиментацией.
Более дифференцированно автором рассматриваются причины . отрицательной седиментации. Выпадение слоев из разреза связывается с размывами и с гравитационным смещением отложений. Собственно размывы могут обусловливаться водными процессами (течения, волны и т.п.), а также эрозионной деятельностью оползней и суспензионных потоков (рис. 5).
Наличие несогласий, связанных с нулевой седиментацией обосновывается преимущественно данными стратиграфических и палеонтологических исследований. При выделении несогласий, обусловленных отрицательной избыточно аномальной седиментацией наряду с традиционными способами широко использовались графо-аналитиче-ские приемы Т.Б.Хейтса и В.П.Маркевича и авторский вариант корреляционных графиков (Микуленко и др., 1975).
В 'зависимости от площадных размеров несогласия принято разделять на региональные и местные или локальные (Попов,1940; Биллингс, 1949; Богданов, 1949; Косыгин, 1952; Хаян, 1954; Башарин, 1961; и др.). Отсутствие количественных ограничений делает та-, кие подразделения неопределенными, а принятые градации не охватывают реально существующего многообразия размеров несогласий. В соответствии с решаемыми задачами нами подразделение несогласий выполнены на "структурно-бассейновой" основе (рис. 6).
Несогласия, охватывающие территорию бассейна в целом,определены как бассейновые, а распространяющиеся за его пределы -межбассейновые'.
Океанологическими исследованиями установлено, что механизмы формирования, а соответственно, типы и масштабы несогласий
Рис. 5 Классификация факторов, обуславливающих стратиграфические несогласия
Рис. 6. Структурно-бассейновая типизация несогласий
в пределах шельфа, континентального склона и ложа современных бассейнов осадконаколления принципиально различны (Рейнек.Сингх, 1981; Лидер, 1986; Лисицин, 1988; и др.). В ископаемых бассейнах по аналогии с этим обособляются несогласия внешней,переходной и внутренней зон, являющиеся рангом нике бассейновых. Несогласия меньшего масштаба подразделяются на 1-Ш порядков, по площадным размерам соизмеримые с пликативными структурами соответствующего порядка (Микуленко, 1974).
Положение размывов в пределах бассейна определяет основные факторы их формирования, обусловливает морфологические и генетические их особенности. Краевые несогласия формируются преимущественно гидродинамическими процессами (волноприбойная деятельность, приливы и отливы, цунами, штормовые нагоны). Несогласия в. пределах переходных зон в подавляющем большинстве связываются с проявлениями литодинамических и гравитационных процессов (оползни, суспензионные потоки и: их эрозионная деятельность). Несогласия внутренних зон бассейнов обусловливается главным образом постоянными морскими течениями (см.рис. 6).
Изучение периодичности (цикличности) отложений осуществлялось с учетом имеющихся достаточно полных методических разработок (Карагодин, 1974, 1984 и др.) с соответствующими приспособлениями к задачам исследований и авторскими решениями недостаточно разработанных вопросов.
Одним из таковых является определение понятия элементарного циклита (ЭЦ). Одни исследователи считают, что в основу выделения циклитов, в том числе элементарных, должны быть положены представления о длительности их формирования (Балуховский,1966; Афанасьев, 1976; и др.), другие (их большинство) при их выделении используют мощности слагающих слоев (элементов циклита).
Отражением последних представлений явилось понимание ЭЦ как макроскопически неделимого на более дробные циклиты (Карогодин, 1980; и др.). Нами в основу определения, а значит, и выделения ЭЦ положено понятие о слое осадочных образований. Элементарный циклит - это наименьшая ассоциация слоев осадочной толщи первичного цикличного строения, вне зависимости от их масштаба.
Автором впервые разработаны принципы выделения и приемы изучения циклитов полигенной природы, как показал опыт имеющих преобладающее развитие в областях проявления вулканизма и сейс-"мичности. Процедура предусматривает выделение в разрезе слоев разной генетической природы ("нормальные", вулканогенные, сейс-могенные и т.п.), разделение наблюденного разреза на составные ("синтетические") по количеству генетических групп прослоев, раздельное изучение периодичности отложений каждой из выделенных генетических групп (Микуленко, 1985).
Новым в методическом отношении является принцип картирования циклитов, эффективно использовавшийся автором вначале при обособлении Западно-Сибирского и Лено-Вилюйского бассейнов (1965 г.), а в дальнейшем, для выделения внутрибассейновых блоков (Микуленко,1983). Опытно установлено, что для обоснования принадлежности участков к тому или другому бассейну следует анализировать и картировать в плане типы циклитов синхронного комплекса в целом, а при обособлении отдельных блоков (т.е. при районировании внутрибассейного пространства) - на уровне отдельных его частей, но по мощности не менее отдельных свит. Показательно, что на уровне свит и ниже различия отдельных участков проявляются не столько в типах, сколько в суммарных мощностях элементов циклитов (Микуленко и др.,1975).
Наряду с изучением периодичности отложений в работах автора сделана попытка исследования проявления в разрезах и плане периодичности тектонических образований (следовательно, и вызвавших их процессов), таких как пликативные и разрывные дислокации, трещиноватость и т.д.
Априорно считается, что изучение цикличности отложений эквивалентно и потому заменяет исследования периодичности тектонических процессов. Автором показано, что такие представления не вполне отвечают действительности. Как показал анализ распределения проявления в разрезах пликативных и разрывных дислока-
ций, периодичность их проявления строго не совпадает с цикличностью отложений. Как правило, границы последних смещены вверх по разрезу,. что интерпретируется нами как запаздывание литоло-гического отражения периодичности по сравнению с дислокационными формами. Особенно это наглядно проявляется в соотношениях положений в разрезах границ далеосейсмических циклов и крупных (на уровне свит, пачек) циклитов. Показатели, характеризующие процессы структурообразования, в разрезах располагаются между следами древних землетрясений и границами литологических циклов. Исходя из предположения,'что палеосейсмические образования формируются практически одновременно с вызвавшими их процессами, делается вывод о том, что литологическое воплощение происходит позже, чем проявились вызвавшие их процессы. На этом основании при использовании данных по цикличности отложений расчетным путем устанавливается поправка на время, прошедшее между проявлением тектонического процесса и окончанием формирования вещественного состава циклита. Таким образом, использованные методы, тектонических исследований отличаются от принятых. Усовершенствована техника отдельных операций структурного и палеоструктур-ного анализа. Лана новая трактовка природы, способов прогноза и геологическая интепретация несогласий, расширены возможности изучения периодичности отложений и процессов. Впервые дая целей региональных тектонических исследований привлечены данные по трещиноватости пород. Как одно из новых направлений исследований нефтегазоносных бассейнов предложено изучение древних землетрясений (методы далеосейсмических исследований описаны в соответствующем разделе). Выполненные исследования являются более полными и разносторонними, поскольку впервые изучались литоло-го-формационные, дислокационные и эрозионно-денудационные образования, возникшие в процессе проявления вековых,.медленных и. быстротечных тектонических движений. Причем, в крут изучаемых объектов включены образования, как тектонические традиционно не рассматривающиеся.
Наиболее важным в методическом отношении представляется то, что результаты изучения тектонических и далеосейсмических объектов в обязательном порядке "привязывались" к структурным элементам (внещняя, переходная, внутренняя зоны) в пространстве и определялось их положение относительно стадийности развития бас-
сейнов'. Иными словами, осуществлялось картирование исследуемых объектов- в координатах бассейна. При статистической обработке результатов за начало координат принимались границы бассейна, а в частных случаях — границы внешней,переходной или внутренней его зон. Структурная позиция в пределах бассейна точек наблюдений определялась расстояниями от границ бассейна или отдельных его зон; принадлежность к той или иной зоне бассейна отмечалась соответствующим знаком. Положение в. .-разрезе точек наблюдений определялось глубиной и возрастом отложений, а историческая позиция, т.е. принадлежность к той или иной стадии развития - условными знаками. Такой подход, названный "историко-системно-бас-сейновый", сокращенно "системно-бассейновый" позволяет исследовать структурные особенности в объемном, т..е. трехмерном пространстве бассейнов на разных этапах их развития, что особенно важно при тектонических исследованиях участков или бассейнов, находящихся на разных стадиях развития. Подход может рассматриваться как развитие известного метода сравнительной тектоники (Г.Штилле.Н.С.Шатский и -др.).
3. ТЕКТОНИКА. И ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ
В соответствии с изложенными выше принципами районирования в составе Западно-Сибирского и Лено-Вилюйского бассейнов обособляются внешняя,переходная и внутренняя зоны. Это наиболее крупные тектонические'элементы бассейнов. Дальнейшее районирование бассейнового пространства осуществляется исходя' из структурных особенностей каждой из выделенных зон. Внешняя и переходная зоны подразделяются преимущественно в зависимости от принадлежности к региональным структурам обрамлений бассейнов, а внутренняя - по различию темпов, а иногда и направленности общих воз-дыманий и погружений и интенсивности структурообразования (Ми-куленко и др., 1975, 1980).
Степень дислоцированности синхронных комплексов бассейнов исследовалась путем изучения интенсивности морфологических особенностей пликативных и разрывных дислокаций' разных порядков. Пликативные структуры по величинам площадей разделяются на региональные и 1-Ш порядков (Решения совещания..., 1963). По ана-
логии с пликативными выделяются надпорядковые (региональные) и 1-Ш порядков, разрывы, соизмеримые по протяженности с пликатив-ными структурами соответствующих масштабов (Гурари, Микуленко, Старосельцев, 1970), а эрозионно-денудационные образования - по площадным размерам (Микуленко, 1974).
Западно-Сибирский ОПБ включает систему разномасштабных депрессий, первоначально входивших в состав единого седиментаци-онного бассейна, в разной степени сохранившихся от последующих размывов. В их числе выделяются Западно-Сибирская плита,Енисей-' Хатангский региональный прогиб,, а также остаточные Присаянская и Абакано-Тайшетская группы депрессий, структурно приуроченные к юго-западной части Сибирской платформы (Микуленко, 1983).
Лено-Вилюйский бассейн в тектоническом отношении располагается в пределах системы 1фаевых депрессий Сибирской платформы. Под краевыми депрессиями Сибирской платформы понимается система крупных отрицательных структур, располагающихся между платформенными и складчатыми областями Горного Таймыра и Западного Вер-хоянья. Синхронный комплекс бассейна представлен образованиями верхнего палеозоя и мезозоя. Современная его граница со стороны платформы проводится по максимальному сплошному распространению синхронных отложений. Внутренняя граница условно принята по фронту складчатых образований. Зоной современного распространения синхронных отложений примерно оконтуриваются участки крупного бассейна осадконаколления, простирающегося в позднем палеозое и мезозое далеко на северо-восток в районы Верхояно-Чукотской складчатой области и акватории окраинных морей Северного Ледовитого океана. Краевые депрессии платформы представляются как сохранившиеся участки первичных.прогибаний в 01фаинных частях древнего седиментационного бассейна. По сравнению с более восточными районами они сравнительно мало подвергались деструктивным воздействиям последующих тектонических и эрозионных процессов.В качестве основных лликатпвных структур здесь выделяются Вилюйская синеклиза, Предверхоянский краевой прогиб и Лено-Анабарский ме-гапрогиб. Они отличаются временем заложения, условиями формирования и особенностями развития (Сягаев,1962; Шгех,1965; Сафро-нов,1974,1981; Тектоника Якутии,1975; Соколов,Ларченков, 1977; Геология нефти и газа...,1980; Микуленко,1983; История нефтега-зонакопления..-. ,1986; и др.).
Изучение современной структуры и особенностей развития позволили установить черты сходства и различий Западно-Сибирского и Лено-Вилюйского нефтегазоносных бассейнов.
Сравниваемые бассейны разновозрастны: Лено-Вилюйский зало-жился в позднем палеозое, Западно-Сибирский - в триасе. Заложению бассейнов предшествовали этапы растяжения земной коры, что привело к формированию структур рифтогенного типа. В Западно-Сибирском бассейне они проявились почти исключительно в центральных районах, вдоль его простирания. В Лено-Вилюйском бассейне их развитие имело место на западных участках и бортах Вилюйской синеклизы и спорадически - на северном приплатформенном крыле Предверхоянского прогиба (Муно-Соболохский, Кютюнгдинский грабены). Простирание их согласуется с первоначальной ориентировкой древнего седиментационного бассейна. Предполагаемые рядом исследователей (К.К.Левашов, Г.С.Гусев и др.) под складчатыми образованиями Западного Верхоянья крупные рифтогенные структуры имеют северо-западную,т.е. субперпендикулярную ориентировку относительно простирания палеобассейна.
Процессы рифтогенеза в обоих бассейнах сопровождались трап-повым магматизмом, значительными вертикальными и, как показали результаты тектонофизических реконструкций, и латеральными перемещениями. В Западно-Сибирском бассейне преобладали левосторонние сдвиговые смещения, в Лено-Вилюйском - правосторонние.
Возможно в период, а скорее всего, непосредственно позже рифтогенеза, проявились структурообразующие движения, в пределах Лено-Вилюйского бассейна наиболее значительные за всю историю развития платформенного чехла. Причем (на это особенно следует обратить внимание) формировавшиеся в этот период пликатив-ные дислокации развивались по структурному плану, характерному для предшествующих эпох, резко дискордантно к плану зарождающегося бассейна. Т.е. на авлакогенном этапе развития медленные (структурообразующие) движения проявлялись несогласованно с вековыми (бассейновыми).
Общая активизация тектонических процессов в период рифтогенеза не вызывает сомнения. В то же время сейсмичность в исследуемых бассейнах в этот период проявлялась сравнительно редко, и что самое главное, невысокой интенсивности. На этом основании делается вывод о том, что сейсмические процессы более характер-
ны для эпох и территорий с проявлениями тектонических напряжений сжатия и в заметно меньшей степени - для условий растяжения.
Лено-Вилюйский бассейн прошел все стадии развития: рифто-вую (средний палеозой), начальную (поздний палеозой), основную (триас-средняя юра) к завершающую (поздняя.юра-мел). Литодоги-ческое их отражение нашло в цикличности синхронного комплекса, выраженного единым крупным трансгрессивног-регрессивным цикля-том. Структурообразупцие движения проявились здесь одноактно, в конце завершающей стадии. К этому же аталу приурочено проявление наиболее интенсивной "сейсмичности. Другие эпохи относительно повышенной сейсмичности здесь имели место в основную стадию развития бассейна (два этапа), а также в конце и в самом начале ранней стадии. В настоящее время бассейн как область седиментации закончил свое развитие и находится на стадии физического разрушения. Свидетельством этого является кайнозойский рифто-генез, проявляющийся в пределах территории бассейна. В соответствии с принятыми моделями стадийности, процессы рифтогэнеза свидетельствуют о заложении бассейнов нового поколения.
Западно-Сибирский бассейн, по нашим представлениям, еще не прошел основную стадию развития, либо находится на самых ранних этапах завершающей стадии. По сравнению с Лено-Вилюйским бассейном соотношение общих погружений и воздаманий здесь было более сложное, что проявилось в наличии нескольких трансгрессивно-регрессивных циклитов. Другим отличием бассейна" было то, что пли-кативные и дизъюнктивные структуры 1-Ш порядков формировались конседименгационно, активизируясь в регрессивные этапы развития бассейна.' К этим же этапам приурочивалась и повышенная сейсмичность. Т.е. в период развития этого бассейна вековые, медленные и быстротечные тектонические движения проявлялись синхронно,возможно свидетельствуя о единой природе их. Нельзя, конечно, исключать и то, что один тип движений может провоцировать активизацию других, а это возможно и при отсутствии генетических связей между ними. Для Лено-Вилюйского бассейна характерно асинхронное проявление этих категорий движений.
Современная структура сравниваемых бассейнов также существенно различна. Прежде всего это связано с их современной позицией. Западно-Сибирский бассейн представлен полно, со всеми его структурными (внешняя, переходная и внутренняя) зонами. Лено-
Вилюйокий бассейн, находясь на стадии разрушения, представлен только краевыми частями ранее значительно более крупного седи-ментационного бассейна. В настоящее время устанавливается лишь часть западной его окраины. Здесь обособляются внешняя,переходная и фрагментарно-внутренняя зоны. Большая часть последней подвергнута тектонической деструкции в пределах Западного Верхо-янья и догружена под более молодыми (кайнозойскими и современными) отложениями в пределах шельфовых морей Северного Ледовитого океана. Учитывая это, изучение в сравнительном плане можно корректно выполнять только для участков бассейнов с одинаковой или сходной тектонической позицией, раздельно для внешней,переходной и внутренней зон. С этих позиций Лено-Анабарский мегапро-гиб, например, целесообразно сопоставлять .с районами.Западно-Сибирской плиты, примыкающими к Сибирской платформе, Вилюйскую синеклизу - с южными районами плиты.
При указанном варианте сопоставления оказалось, что внешняя и переходная зоны Западно-Сибирского бассейна существенно более дифференцированы в структурном отношении. В то ко время выделяемые в соответствующих зонах Лено-Вилюйского бассейна структуры П-Ш порядков более высокоамплитудные, характеризуются большими удлинениями, интенсивностью; более высокие здесь плотности и величины амплитуд разрывных нарушений. Сходные соотношения отмечаются и для внутренних зон бассейнов. Амплитуды пли-кативных структур 1-й порядков в 1,5-2 раза и более превышают таковые южных районов Западно-Сибирской плиты. Это на современном временном срезе. Совершенно иные соотношения выявляются с учетом стадийности развития бассейнов. В пределах Лено-Вилюйского бассейна основные структурные преобразования произошли в завершающую стадию его развития. Западно-Сибирский бассейн пока не достиг этой стадии развития. Поэтому сопоставление степени структурной преобразованности бассейнов без учета стадийности их развития неправомерно. Степень же структурной дифференциации, контрастность дислокаций, интенсивность проявления сейсмических процессов в раннюю и основную стадии в пределах Западно-Сибирского бассейна оказались значительно большими, чем это отмечалось на соответствующих стадиях развития Лено-Вилюйского бассейна. Можно поэтому предполагать, что когда бассейн достигнет завершающей стадии развития (через 60-70 млн.лет) и пройдет глагв-
ный этап структурообразования, йо всем показателям тектонической активности он будет существенно превосходить Лено-Вилюйский бассейн.
Наряду с различиями, намечены некоторые общие черты,но они касаются не структуры и развития бассейнов, а исключительно контролирующих эти особенности тенденций. Общим для сравниваемых бассейнов является то, что характер планового распределения типов, и интенсивности шшкативных и дизъюнктивных структур, следов древних землетрясений в их пределах контролируются тектонической позицией, т.е. положением их относительно внешней, переходной и внутренней зон. Сходными закономерностями распространения характеризуется и трещиноватость пород на платформенных участках бассейнов. Здесь она контролируется в разрезах литоло-гическим составом синхронных комплексов, а в плане - тектонической позицией в пределах бассейна и положением относительно шшкативных и разрывных структур 1-Ш порядков. В окраинных частях Лено-Вилюйского бассейна структурный план осложнен дислокациями, возникшими в результате динамического воздействия субгоризонтальных напряжений со стороны складчатых областей в периоды проявления надвигообразовательных процессов, В пределах Западно-Сибирского бассейна подобное влияние нами предполагается в Енисей-Ха-тангском региональном прогибе, в районах соседствующих с Горным Таймыром. Нельзя исключать, что элементы подобного воздействия имели место и в других районах Западно-Сибирского бассейна. В связи с этим заслуживает внимания отвергнутые ранее представления о связи грядового рельефа на юге Западно-Сибирской плиты с поверхностно-гравитационными давлениями со стороны обрамлений (Д.Н.Фиалков). В целом проблема динамических связей складчатых и платформенных областей (поднятая в 30-х года А.Д.Архангельским) в нашей трактовке является развитием представлений (Ф.Г.Гурари,-В.Н.Соболевская) о воздействии подвижных областей на огражденные ими плиты.
Основные выводы:
I. Существенные различия тектонической истории и структуры сравниваемых бассейнов определяются принадлежностью их к разным тектоническим .блокам. Поскольку Западно-Сибирская плита имеет черты сходства в строении и развитии с Туранской и Скифской плитами, а Вилюйскай синеклиза является частью некогда обширного
седиментационного бассейна, простиравшегося далеко в восточном и северо-восточном направлениях, делается заключение, что они относятся к разным сегментам земной коры - Тихоокеанскому и Атлантическому соответственно (Микуленко, 1983)« Основываясь на на этом, делается определяющий вывод о том, что особенности региональной структуры и направленность развития исследуемых бассейнов (морфологический тип бассейна, характер цикличности синхронного комплекса, периоды проявления палеосейсмичности, магматизма, процессы структурообразования) предопределяются принадлежностью бассейнов к более крупным тектоническим сегментам земной коры, в то время как особенности литолого-формационного состава и мощности осадочного выполнения, типы и интенсивность длийативных и разрывных дислокаций, сейсмогенных образований определяются тектоническими особенностями бассейнов, в пределах которых они проявляются.
2. Блоковый характер проявления тектонических движений является наиболее общей чертой сравниваемых бассейнов. Блоки разделяются пограничными структурами, относительно которых происходят перемещения смежных участков. Особенностью их является то, что, сохраняя функции разделяющего элемента, на разных этапах развития, а иногда и на разных участках одного временного среза, структурно они выражаются различно. Такого типа тектонические элементы нами названы "шарнирными". Размеры шарнирных структур, в зависимости от разделяемых блоков колеблются в широких пределах от надпорядковых, протяженностью в сотни и тысячи км до соизмеримых со структурами.1-Ш порядков, соответственно и длительностью проявления от сотен до десятков млн.лет (Гурари,Микуленко, Старосельц ев и др.,1971; Микуленко,1965,1983).
3. В пределах горно-складчатого обрамления Сибирской платформы повсеместно развиты крупномасштабные надвиги и покровы (шарьяжи). Они установлены или предполагаются на Таймыре,Западном Верхоянье, Сэгте-Дабане, Становике, Байкало-Патомском нагорье, Восточном Саяне, Енисейском'кряже. Время их формирования различно. Не исключая многоэтапнбсти; по представлениям автора, наиболее активные фазы их образования предполагаются в позднем мезозое и кайнозое. На. северо-востоке Сибирской платформы намечаются позднемезозойская, кайнозойская и кайнозой-современная эпохи надвигообразования (рис. 7).
Рис. 7. Схема тектонического районирования краевых зон Сибирской платформы.
I - внутренние районы платформы; 2 - краевые депрессии платформы; 3 - зоны крупномасштабных покровно-надвиговых образований в пределах складчатых обрамлений; 4 - фронтальные участки покровно-надвиговых образований; 5 - зона развития взбросо-надвиговых образований, как результат динамического воздействия субгоризонтальных напряжений со стороны складчатых обрамлений; 6 - границы надпорядковых структур платформы; 7 - границы паевых зон платформы; 8 - основные взбросо-надвиги; 9 - внутренняя (под покровами складчатых образований) граница краевых зон платформы; 10 - основные структуры 1фаевых депрессий: Енисей-Хатангский региональный прогиб (I), Анабаро-Хатангская седловина (Л), Лено-Анабарский мегалрогиб (Ш), Предверхоянский краевой прогиб (1У), Вилюй-ская синеклиза (У), Алдано-Майский прогиб (У1), Предстановой предгорный прогиб (УН), Предпатомский региональный прогиб (УШ). /
Причины и механизмы формирования локровно-надвиговых образований в зависимости от позиции (фиксистской или мобилисти-ческой) исследователей трактуются различно. По мобилистическим представлениям возникновение их связывается с воздействием (с юга и востока) на платформу нескольких (2-3) литосферных плит. Однако, учитывая одновозрастность, по крайней мере, последнего (постмезозойского) этапа активного надвигообразования, следует предполагать одновременное воздействие практически со всех сторон на платформу не менее 5-6 разноориентированных литосферных плит. Это не предусмотрено ныне существующими моделями. Текто-нофизяческими исследованиями установлено, что.в пределах складчатых обрамлений (Таймыр, Западное Верхоянье, Патомское нагорье) только около 50 % тектонических напряжений можно связывать с субгоризонтальными перемещениями; это пока также необъяснимо ни с позиций мобилизма, ни фиксизма.
По нашим представлениям, орогенные образования и проявляющиеся в их пределах покровы и надвиги - поверхностные образования по отношению к глубинным структурам.на уровне литосферных плит. Возникновение надвигов и покровов, наряду с прочими причинами, может быть обусловлено вибрационным эффектом, связанным с сейсмичностью, сопутствующей процессам разрывообразования.Таким образом, наблюдаемые покровно-надвиговые образования, являясь тектоно-сейсмо-гравитационными формированиями, отражают структуру поверхностных частей земной коры. Строение более глубоких ее частей, а так же как типы и механизмы проявляющихся тектонических процессов, может существенно различаться от поверхностных.
4. Одним из дискуссионных является вопрос о масштабах проявления периодических процессов в истории Земли. С целью доказательства глобальности их делаются сопоставления крупных цик-литов на больших расстояниях. Учитывая разнонаправленность движений смежных бассейнов попытки проследить циклиты за пределы одного седиментационного бассейна Представляются лишенными основания, Не отрицая возможности проявлбния периодических процессов на территориях,охватывающих несколько седиментационных бассейнов, считаем, что существующий способ корреляции их по характеру цикличности отложений для этих целей не эффективен. Сейчас трудно сказать, как могут проявляться однонаправленные меж-
бассейновые движения на процессы" в пределах'блоков, перемещающихся в разных направлениях. Ясно, что это новая задача и решать ее следует путем специальных наблюдений и теоретических разработок.
4. ПШОСЕЙСМИЧНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ
Начиная с работ Гана (Шп, 1906) и особенно после исследований А.Д.Архангельского (1930) многие исследователи пришли к заключению, что в отложениях геологического прошлого встречаются образования преимущественно в виде подводных оползней, которые можно связывать с проявлениями палеосе'йсмичности. Однако, исследования в этом плане, ограничились примерами описаний древних оползней. Поскольку подводно-оползневые образования могли формироваться под воздействием разных факторов, оставались неясными такие определяющие вопросы как диагностика сейсмогенной природы, классификация, принцип^ изучения и определения,хотя бы в качественном виде, интенсивности (балльности) древних землетрясений и, напротив, имелись высказывания о принципиальной невозможности решения этих задач для геологического прошлого.
Систематическое изучение палеосейсмичности автором с конца 50-х годов в районах Кавказа, Западно-Сибирской плиты,Сибирской платформы и их складчатых обрамлений (Таймыр, Западное Верхо-янье, Патомское нагорье). Разработки в таком плане выполнены впервые, аналогов подобных исследований не имеется.
4.1. Методы палеосейсмических исследований
С проявлениями древних землетрясений обычно связываются крупномасштабные подводные оползни. Путем изучения результатов современных землетрясений (по литературным данным и материалам личных исследований тектонических эффектов в эпицентральных зонах Ш-1У, У, IX и ХП-балльных землетрясений в Дагестане, Чечено-Ингушетии, Ставрополье) нами установлен более широкий 1фуг образований,природа которых может связываться с воздействием на породы сейсмических толчков (Микуленко, 1963,1967,1983 и др.). В качестве основных групп среди них' выделяются автохтонные (сингенетичные разрывы, кливажеподобная трещиноватость, пластические дайки и др.), аллохтонные (образования пластичного
течения и пластичного скольжения) и транзитогенные образования. Разработана пространственно-временная модель формирования,обоснованы возникающие при этом латеральные и вертикальные ряды сей-смогенных образований (Микуленко, 1968,1970,1980,1982 и др.).
В качестве достоверных признаков сейсмогенной природы принято считать сочетание на одном участке или в непосредственной близости друг от друга автохтонных и аллохтонных образований. Достоверными считаются автохтонные образования в полном объеме и в последовательности залегания в разрезах, соответствующих модельным (рис. 8). По убывающей степени значимости для диагностики сейсмогенной природы автохтонные образования располагаются в следующем порядке:сингенетичные разрывы, кливажеподобная трещи-новатосгь, вибриты, пластические дайки, сингенетичное будиниро-вание. Аллохтонные образования только по результатам полевого изучения не могут использоваться для диагностики сейсмогенной природы. Большие масштабы проявления глыбовых и пластовых включений, олистостром, подводных оползней могут косвенно указывать на сейсмогенную их природу. Однако для уверенной диагностики необходимы дополнительные данные, в частности, наличие на этом . стратиграфическом интервале' в районе предполагаемого источника их автохтонных образований. Безотносительно к масштабу аллохтонные образования могут косвенно свидетельствовать о сейсмогенной природе, если они располагается на единых стратиграфических уровнях, прослеживаются на значительных (десятки и сотни км) расстояниях через разные фадиальные зоны, что, как правило, устанавливается в камеральных условиях.
В целом же, наиболее полными и достоверными признаками сейсмогенной природы следует считать случаи, когда разные типы син-генетичных образований полностью "обеспечивают" вертикальную и латеральную части принятой модели (рис. 8).
Большое внимание автором уделялось разработкам, касающихся прогноза эпох лалеосейсмичности, эпицентральных зон и интенсивности древних землетрясений (Микуленко, 1967,1974,1991).
Время землетрясений устанавливалось по возрасту подошвы отложений, покрывающих сейсмогенные образования. Однако не все типы сейсмогэнных образований являются.одинаково информативными для этих целей. Как показывает наш опыт, наиболее важными в этом отношении являются аллохтонные (прежде всего) и некоторые авто-
п
АВТОХТОННЫЕ ОБРАЗОВАНИЯ
СЕЙСПОГЕН-
ВЫ, ЛТМСТЯ;^* Г1 §§
АЛЛОХТОННЫЕ ОБРАЗОВАНИЯ
ПЛАСТИЧНОЕ| СКОЛЬЖЕНИЕ
ПЛАСТИН- СУСПЕНЗИОННЫЕ
СКЛАДКИ
потоки
1 НОЕ
.ТЕЧЕНИЕ .ВЫСОКОЙ 1 вязкости
хтонные образования. Первые наиболее часто встречаются в отложениях геологического прошлого, достаточно просто и уверенно диагностируется. Среди автохтонных образований наиболее точную информацию о времени землетрясений дает изучение кливажеподоб-ной трещиноватости.
Бывают затруднения в установлении возраста покрывающих отложений. В этих случаях, как показывает наш опыт, целесообразно привлекать данные о возрасте отложений, подстилающих аллохтон-ные или залегающих в кровле вмещающих автохтонные образования, однако при этом надо делать поправку на то, что они являются более древними, чем отложения, соответствующие времени проявления сейсмических толчков. При отсутствии других данных, эта поправка может быть ориентировочно оценена путем деления мощности сингенетичных отложений на среднюю скорость осадконакопления для данного региона. В этом случае время проявления сейсмических толчков определяется расчетным путем:
т - т 4. Нал. РТ1Н
Ас.т. ~ ^од.отл. ^ V '
^под.отл ~ в03Раст (млн.лет) кровли отложений, подстилающих ал-лохтонные или вмещающих автохтонные образования: Нал(м) - мощность аллбхтонных образований; V - средняя (для региона) скорость осадконакопления (м/млн.лет).
Величина таких.поправок зависит от масштаба сингенетичных образований. Они более значительны в складчатых областях, где могут достигать-(крайне редко) 2 млн.лет; обычно они составляют десятки и первые сотни тысяч лет.
При использовании транзитогенных образований для установления времени проявления сейсмических толчков (Тс т ),кроме того, следует учитывать величины мощностей размытых отложений:
Т = Т + Нал- + 32 + Нал + Нр
с.т. хпод.отл. + у V V * д
^под.отл. ~ возраст кровли размытых отложений (млн.лет), Нал -мощность сингенетичных образований (м), Нр - мощность эродированных (сейсмогенными образованиями) отложений (м), V - средняя (для региона) скорость осадконакопления (м/млн.лет).
Места проявления древних сейсмических толчков устанавливается в основном по пространственному положению автохтонных сей-смогенных образований. В порядке уменьшения значимости для этих целей они могут быть расположены в ряд: I) сейсмогенные разрывы,
2) пластические дайки, 3) кливажеподобная трещноватость пород. В определенных условиях для этих целей можно использовать пространственное соотношение автохтонных и аллохтонных образований. В соответствии с принятой моделью формирования, аллохтонные сей-смогенные образования в плане занимают совершенно определенное положение. Ближе всего (непосредственно вблизи или. даже в пределах) к эпицентральной зоне располагаются крупные пластовые и глыбовые тела-отторженцы (без глинисто-конгломератовой матрицы), которые последовательно сменяются образованиями оползней и пластичного течения, а затем - турбидитов (Микуленко,1963,1967,1974). В платформенных условиях они бывают расположены в непосредственной' близости друг от друга, даже перекрываясь. Подобная закономерность планового проявления аллохтонных образований использовалась для ориентировочного прогноза мест возможного проявления древних землетрясений даже при отсутствии данных о наличии автохтонных образований. Практикуемое обязательное привлечение геологических материалов дает возможность наметить возможные сейсмогенные лликативные структуры (по особенностям строения и тектонической истории), а также позволяет, с одной стороны,уточнить, а с другой - повысить достоверность выполненного таким путем прогноза.
Установление интенсивности (балльности)- древних землетрясений - наиболее важная и, вместе с тём, наиболее сложная задача. Для ее решения нами привлекались результаты наблюдений до воздействию современных сейсмических толчков в субаквальных об-становках на неконсолидированные осадки (Ч.Ф.Рифтер, 1963; В.П. Солоненко., 1973,1975 и др.; В.П.Солоненко, В.С.Хромовских,1978; Кучай,.1973; А.А.Никонов,1977; и мн.др.), результаты (к сожалению, единичные) экспериментов по оценке влияния сейсмичности на возбуждение суспензионных потоков (Н.Д.Леонидова,1977).полученные нами предварительные результаты экспериментов по изучению влияния на неконсолидированные породы импульсного механического воздействия (смоделировано образование кливажеподобной трещино-ватости, кластических даек, текстур пластичного течения и одной из разновидностей вибритов). В итоге разработана первая шкала балльности землетрясений геологического прошлого (рис. 9).
-3
Группа пород по степени потенциальной подвижности
Науплот-неннйе осадки
Разноуп-
лотненные
осадки
Литифици-
рованные
осадки
Типы сейсмического воздействия сейсмоген-ных образований
а) Потеря связности и взмучивание осадков
б) Образование суспензионных потоков
а) Пластичное течение, включая грязевые потоки
б) Оползание толщ
18(?)* 17(?)* 16й 15 14 ■ 1 13 112-10** 9Ш
Магнитола (Солоненко.1977; Рихтер 1963х, Ь=20±5~км
8,25 7,758,25 7,07,75 6,57,0 5,56,5 4,755,5 4,54,75 4,0м 3,0*
Интенсивность (баллы)
а) Трещинообразованиа
б) Разрывообразование, амплитуда разрывов,ы-
Рис. 9 . Шкала балльности древних землетрясений
I - минимальные уровни балльности землетрясений, при которых-начинается формирование сейс-могенных образований, установленные наблюдениями в субаэральных условиях или экспериментально; 2 -интервалы балльности,при которых имеет песто обязательное формирование сейсыогенных образований в субаэральных условиях; 3 - увеличение интерзала балльности за счет "субаквального эффекта"; 4 - предполагаемые увеличения балльности, исходя из общегеологических соображений.
5.1. Палеосейсмичность Западно-Сибирского бассейна
Сингенетичные образования, в том числе сейсмогенной природы в разрезах концентрируются на определенных (единых или близких) стратиграфических уровнях, прослеживаемых иногда на значительных расстояниях (Микуленко,1968; Микуленко,Острый, 1968; Микуленко,Афанасьев,1969 и др.). Наиболее значительные по масштабам и частота проявлений они отмечались в бат-байосских,кел-ловей-оксфордских и особенно - в валанжинских отложениях. Показательно, что стратиграфические уровни концентрации сингенетич-ных образований в синхронных комплексах Западно-Сибирской плиты и Енисей-Хатангского регионального прогиба единые или близкие. И это несмотря на огромные расстояния между пунктами наблюдений, разный литолого-формационный состав отложений, существенно отличные палеоструктурные и структурные обстановки их формирования.
В пределах бассейна автохтонные и энергоемкие аллохтонные образования наиболее широко проявляются на участках переходной зоны, транзитогенные - на внешней и верхней части переходной зоны. Турбидиты чаще встречается во внутренней зоне бассейна. Повышенные частоты и масштабы сингенетичных образований на территории Западно-Сибирской плиты наблвдаюгся в районах, примыкающих к Колтогорско-уренгойскому желобу. В центральной части желоба и на его склонах наблюдается турбидиты, образования пластичного течения и скольжения. Кливажеподобная трещиноватость проявляется преимущественно на границах блоков - на стыке положительных и отрицательных структур I порядка, контролирующих их развитие. В отрицательных структурах этого ранга кливажеподобная трещиноватость практически не встречается (Микуленко и др., 1980).
Судя по положению в разрезах сингенетичных образований здесь проявлялось несколько эпох палеосейсмичности, связанных с общим развитием бассейна и его стадийностью. Частота проявления, положение эпиценгральных зон и интенсивность в течение времени менялись.
Следы землетрясений в отложениях, соответствующих начальной (авлакогенной) стадии развития бассейна изучены пока недостаточно, поэтому сделанные ниже выводы должны рассматриваться
как предварительные. В конце триаса и в ранние эпохи юры региональные зоны проявления сейсмичности, которые с определенной долей условности могут, рассматриваться как палеоэпицентральные, предполагается вдоль Обской ступени. В пермотриасовое и ранне-юрское время здесь предполагается крупная флексура,приуроченная к переходной зоне палеобассейна. Среди сейсмогенных образований здесь преобладают отложения плотных суспензионных потоков,образования пластичного течения и скольжения мощностью до 3-4 м. Встречается единичные пластические дайки шириной 0,5-2,5 см. В соответствии с принятым набором диагностических признаков,можно предполагать, что здесь проявлялись землетрясения У-У1 баллов, в единичных случаях достигающие УП баллов. По геолого-геофизическим данным здесь прогнозируется- система крупных разрывов.Активизация их и обусловливала проявление сейсмичности. Судя по единичным реконструкциям полей напряжений, разрывы эти реализовались в виде сбросов, приуроченных к флексуре между Тазовской синеглазой и будущей Обской ступенью.
Вторая с лет с.'."л сплцентральных зон приурочена к области развития рифтов в центральной части бассейна. В районах лучше изученного Колтогорско-Уренгойского желоба сейсмогенные образования представлены в виде мощных толщ турбидитов и плотных суспензионных потоков, на бортах - образований пластичного скольжения и течения. Нередко здесь встречаются пластические дайки шириной до 5 см (в единичных случаях). Очаги землетрясений здесь линейные,связаны с разрывами,обеспечивающими формирование гра-бен-горстовых структур. Реконструкция тектонических полей напряжений, основанная на изучении трещин собственно тектонической природы и сейсмогенных, позволяет предполагать проявление здесь левосторонних сдвигов. Интенсивность землетрясений предполагается здесь У1-УЩ баллов. Несмотря на значительные мощности сейсмогенных образований, частота проявления сейсмических толчков (повторяемость) была небольшой.
Значительно лучше следы древних землетрясений изучены в отложениях, соответствующих.основному' (синеклизному) этапу развития бассейна (Микуленко, 1968;-Микуленко,Острый,1968; Микулен-ко,Афанасьев,1969). Основные эпохи сейсмичности на этой стадии развития бассейна имели место в начальные этапы формирования платформенного чехла (ранняя юра), а также в средней юре,в кел-
ловей-оксфорде и особенно в валанжинский век. В периоды ранней и средней юры интенсивность сейсмических толчков составляла Ш-1У, реке У баллов» в келловей-оксфорде она увеличивалась до 1У-УГ баллов и достигала максимума У1-УП, в единичных случаях - УШ баллов. Основное количество эпицентров предполагается в окраинных частях бассейна, в пределах переходной зоны, которые в течение времени (в валанкин-барреме) мигрировали в сторону центральных областей платформы.'Сопоставление эпох палеосейсмичнос-ти и цикличности отложений позволило установить, что они находятся в. определенных соотношениях. Основные эпохи палеосейсми-чности проявлялись в периоды: I) формирования базальных слоев начальных стадий ретрансгрессий; 2) в начальные стадии регрессий и 3) в начальные стадии завершающих регрессий. Наиболее значительными по интенсивности и частоте повторяемости были землетрясения, происходившие на границе начальной и завершающей стадий регрессии. Такие соотношения определяй: тектоническую позицию палеосейсмичности. Прежде вбего отмечается связь ее с региональными тектоническими движениями. Причем, активизация сейсмичности происходила при определенных режимах движений. Во всех случаях основные эпохи палеосейсмичности происходили в периоды смены направления или интенсивности региональных тектонических движений.
5.3. Палеосейсмичность Лено-Вилюйского бассейна
Сингенетичные образования в девоне и низах карбона изучены слабо, поэтому судить о характере сейсмичности в период ав-лакогенной стадии развития бассейна достаточных данных не имеется. Вместе с тем, можно с уверенностью говорить о том,что проявления сейсмичности были относительно не частыми и сравнительно мало интенсивными, по-видимому, в пределах Ш-1У балла и как исключение - У баллов. Сейсмичность, вероятно, сопровождали вулканические процессы. Эпицентры предполагаются в пределах бортовых районов Вилюйской сияеклизы и в зонах развития среднепалео-зойских авлакогенов.
В верхнепалеозойских и мезозойских отложениях, как и в Западно-Сибирском ОПБ сингенетичные образования-также имеют тенденцию концентрироваться на определенных частях разреза. Уста-
новлено 5 больших уровней их проявления, ' разделенные участками разрезов, практически лишенных этих образований или проявляющихся спорадически в маломасштабной форме. Сокращения ■ разрезов, за счет выпадения слоев при оползании осадков отмечаются в основном в пределах внешней зоны бассейна. Транзитогенные образования наблюдались также преимущественно на участках внешней и верхних частей переходной зон. Автохтонные образования чаще всего встречаются на приподнятых участках переходной зоны и в при-сводовых частях поднятий 1-П порядков. Кливажеподобная трещино-ватость наблюдается, как правило, на приподнятых участках поднятий, располагающихся в пределах, либо в непосредственной близости' с переходной зоной. Образования пластичного течения и скольжения проявляются обычно на нижних участках переходной зоны и на склонах крупных поднятий. Турбидиты почти исключительно распространены во внутренних зонах бассейна, а в их пределах -в отрицательных структурах, либо на склонах наиболее крупных поднятий. .
Ооновное количество и наиболее крупномасштабные формы син-генётичных образований'в низах синхронного комплекса (пермь-вдж-неюрские отложения) .наблюдаются на участках' переходной зоны, а в Верхах (верхняя юра - мел) - в лрискладчатых районах бассейна.
В период синеклизной (плитной) стадии бассейна установлено четыре основных, этапа, палеосейсмичности: I) ранние эпохи позднего палеозоя, конец перми - начало триаса, 3)'ранняя-средняя юра, 4) конец поздней юры - ранний мел.
Папеосейсмичность первого этапа соответствовала формированию оамой начальной стадии синеклизной стадии. Сейсмогенные разрывы и, соответственно, эпицентры палеоземлетрясений в этот период располагались в пределах и даже за пределами контуров современного распространения базальных слоев'плитного комплекса. Сейсмогенные разрывы, активизировавшиеся в этот период, встречены и в пределах Западного Верхоянья. Интенсивность сейсмических толчков в течение этого этапа не превышала 1У-У баллов. Повторяемость землетряоений была невысокой.
Позднепермско-раннетриасовая эпоха палеосейсмичности характеризовалась большей интенсивностью и большой частотой проявления сейсмических толчков. Основные эпиценгральные зоны в этот период располагалась в пределах переходной зоны бассейна, с интенсивностью до УТ-УП баллов, а также в пределах палеофлексуры,
предполагаемой в районах современного Западного Верхоянья. Интенсивность отдельных сейсмических толчков здесь достигала ХП баллов. В ранней и средней юре основные эпицентры землетрясений располагались также в пределах переходной зоны палеобассейна (с интенсивностью толчков Ш-У баллов) и в пределах Западного Верхоянья, где интенсивность землетрясений предполагается И1-1У, и лишь в единичных случаях - У баллов.
Позднеюрско-меловой этап сейсмичности соответствует завершающей стадии развития бассейна. Главные эпицентры землетрясений в поздней юре располагались на участках переходной зоны южного (Тынгнаринская впадина) и северо-западного бортов Вилюй-ской синеклизы. Сейсмические толчки были редкими, чаще единичными, но весьма интенсивными - до Х-ХП баллов. В районах Западного Верхоянья балльность землетрясений этого этапа составляла 1У-У, в единичных случаях могла достигать У1 баллов. Раннемело-вая эпоха характеризовалась более частым проявлением сейсмических толчков, с несколько меньшей (У-У1) балльностью. Эпицентры их находились в пределах переходной зоны бассейна. Количество и интенсивность (УП-1Х баллов) землетрясений в меловую эпоху существенно увеличивалась с приближением к складчатым обрамлениям. Эпицентральные зоны в этот период предполагаются в пределах складчатого Верхоянья в связи с общими воздыманиями региона и активизацией разломов в его пределах.
Новейшее время и современная эпоха характеризуют начальную стадию тектонической и физической деструкции бассейна. Активная сейсмичность (Х-ХП баллов) в этот период была связана в основном с формированием Западно-Верхоянского орогена и покровно-над-виговых структур.
По результатам выполненных исследований делаются следующие основные выводы:
1. В периоды заложения бассейнов (авлакогенная стадия),как оказалось, сейсмические процессы проявлялись "рассеянно" во времени и с невысокой интенсивностью, хотя общая тектоническая активность этого периода (рифтогенез, магматизм) была чрезвычайно высокой.
2. Главные эпохи сейсмичности (по частоте проявления и интенсивности) имели место в основную и (по материалам Лено-Вилюй-ского бассейна) в заключительную стадии развития бассейнов.Древ-
ние землетрясения происходили периодически, согласуясь с активизацией вековых и медленных движений: при смене направлений,либо значительном ускорении общих воздыманий и погружений на бассейновом уровне и в эпохи структурообразования; в Лено-Вилюйском бассейне они проявлялись без связи с процессами структурообразования.
3. Основными сейсмоконтролирующими структурами в пределах бассейнов являлись переходные зоны и тектонические ступени во внутренних их зонах (Обская в Западно-Сибирском и ступень, погребенная под складчатыми образованиями Верхоянья в Лено-Вилюйском бассейне). В ранние стадии развития бассейнов сейсмически более активными были ступени внутренних зон, а на основных стадиях - переходная зона; в завершающую стадию в Лено-Вилюйском бассейне основные очаги сейсмичности мигрировали в сторону складчатого обрамления. Во внутренних зонах бассейнов эпицентральные зоны древних землетрясений располагались преимущественно на границах смежных блоков (Западно-Сибирская плита), либо в присво-довых частях поднятий 1-П порядков (Вилюйская спнекляза).
4.. Следы древних землетрясений встречаются совместно, но всегда стратиграфически ниже в разрезах относительно местоположения признаков структурообразования (изменения мощностей, размывы отложений) и смены направлений бассейновых движений (границы, соответствующих масштабов циклитов). На этом основании делается вывод о том, чт.о основные этапы погружений и воздыманий ■ исследуемых бассейнов и структурообразований в их пределах начинались процессами разрывообразования, сопровождающимися сейсмичностью, т.е. проявлению вековых и медленных тектонических движений предшествовали быстротечные.
Поскольку периоды главных изменений направлений и темпов вековых движений и эпохи структурообразований всегда сопровождались повышенной сейсмичностью, а интенсивная сейсмичность проявлялась вне временной связи со структурообразованием (например, в раннюю и основную стадии развития Лено-Вилюйского бассейна) и реже <5ез видимой связи с проявлениями вековых движений, делается-заключение, что быстротечные процессы и разрывные дислокации были превалирующей (по частоте проявления) формой тектоге-неза. Они предопределяли заложение, основные этапы развития бассейнов и проявление блоковой структуры в их пределах.
5. ТЕКТОНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОЦЕНКИ НЕФГБГА30Н0СН0СТИ БАССЕЙНОВ
Несмотря на длительность изучения, тектонические факторы, влиявдие на нефтегазоносность на бассейновом уровне, исследованы недостаточно. Остаются неясными такие общие вопросы, как тектонические режимы, обеспечивающие условия миграции и накопления углеводородов, их эволюция, "принципы нефтегеологического районирования бассейнов и др. Ниже приводятся разработки по некоторым из них. Не претендуя на окончательность решений, главной целью автора было - рассмотреть их в новом ракурсе,обратить внимание на существование проблем в казалось бы хорошо, изученной .области, на возможность исследований их в новых направлениях.
5.1. Тектонические режимы нефтегазоносных бассейнов-
При исследовании влияния тектонических движений на нефтегазоносность нами предлагается выделять три их формы: во-первых, запечатленные в породах результаты (дислокационные, литолого-формационные и эрозионно-денудационные), во-вторых,вертикальные и латеральные перемещения объемов пород в пространстве (определяемые величинами расстояний и пространственной ориентировкой), в-третьих, тектонические напряжения (оцениваемые величиной и длительностью воздействия). Первая форма отнесена к категории статических, вторая - кинематических, третья - динамических.
Проводимые в настоящее время исследования касаются оценки влияния на нефтегазоносность преимущественно только первой (статической) формы тектонического воздействия. Отдельные аспекты кинематического влияния исследуются лишь для вековых (погружения и воздымания на уровне бассейнов движений. Динамические формы проявления тектонических.движений изучены также недостаточно. Несмотря на то, что первые указания на проявление дина-мометаморфизма были сделаны еще в начале 60-х годов (Н.А.Игнат-ченко, 1981; В.С.Вышемирский, 1963), только в последние годы начали формироваться представления о возможном динамическом влиянии на нефтегазоносность (Амурский, Соловьев,1981,1986; Еременко,1983; Черский, Царев, Сороко и др.,1985), причем преимущест-
венно на примерах сейсмических процессов. Мы же считаем,что необходимо по-новому, комплексно, в полном объеме рассматривать влияние всех известных типов тектонических движений. ■ Новым в. наших подходах к решению данной проблемы является то, что, во-первых, применительно к сравниваемым бассейнам рассмотрено влияние на нефтегазоносность вековых,- медленных и быстротечных движений, во-вторых, сделана попытка оценки их влияния в кинематическом, динамическом и статическом аспектах (Микуленко,1978,1987, 1988). С этой целью рассматривалась роль вековых (общих погружений и воздыманий), структурообразующих (формирующих пликативы и разрывы) и сейсмогенных движений (Микуленко, 1989). Показано значение каждого из них.доя процессов образования и накопления углеводородов. В итоге установлено, что при воздействии на неф-тегазоносность всех форм всех типов тектонических движений, для каждого из них свойственна определенная форма преобладающего воздействия на нефтегазоносность. Так процессы нефтегазообразо-вания (в том числе ГИГ), определяемые РТ-условиями, обусловли-. ваится, главным образом, глубинам залегания продуцирующих комплексов. Погружения - это кинематический аспект проявления вековых движений. Эта.же форма проявления вековых движений .при воздымании' определяет фазовую дифференциацию углеводородов на уровне бассейнов или структурных их зон. Влияние медленных.движений проявляется преимущественно в статической форме -г в основном через возникшие в результате их проявления- дислокационные и зрозионно-денудационные образования (обеспечивающие ловушки и зоны нефтегазонакоппения соответствующих рангов). Влияние быстротечных тектонических движений в основном выражено в динамических воздействиях, являющихся главными факторами миграции флюидов и углеводородов (в конечном итоге обеспечивающими формирование залежей нефти и газа).
Таким образом, вековые движения сказываются на нефтегазо-носности преимущественно через кинематическую форму воздействия (определяя процессы образования и фазовую дифференциацию углеводородов), в меньшей степени - в статической форме (формируя региональные зоны нефтегазонакопления); динамическая форма воздействия на нефтегазоносность этой категории движений ничтожна и может лренебрегаться. Главное влияние на нефтегазоносность медленных движений проявляется через созданные ими структурные и эрозионно-декудационные образования, т.е. в статической форме.
Кинематическая и статическая формы воздействия сказываются примерно одинаково, в сравнительно небольшой степени. Определяющая форма воздействий на нефгегазоносность быстротечных движений -динамическая, определяющая процессы миграции углеводородов -главного фактора формирования залежей нефти и газа.
Итак, статические формы всех исследованных типов движений обусловливают формирование ловушек и разномасштабных зон нефте-газонакопления. Кинематическая и динамическая формы тектогенеза по нашим представлениям обусловливают главнейший (определяющий тип и стиль развития) показатель бассейнов - тектонический режим. Принимается, что тектонические режимы бассейнов определяются сочетанием кинематических и динамических форм проявления тектонических движений. В зависимости от преобладания тех или иных типов движений в истории развития ОПБ выделяются различные типы тектонических режимов: пассивный трансгрессивный (обусловленный общими погружениями), пассивный регрессивный (обусловленный воздыманиями), активный (связанный с проявлениями структурообразующих движений) и предельно активный (соответствующий периодам проявления сейсмичности и особенно - при пространственном и временном совпадении палеосейсмичности и процессов струк-турообразования).
Время проявления и продолжительность тектонических режимов сравниваемых бассейнов различны (табл. 4).
Таблица 4
Соотношение продолжительности типов тектонических режимов в геологической истории некоторых нефтегазоносных бассейнов
Воз- Соотношение режимов
Нефтегазо- раст -
носные млн. пассивный пассивный яктивн„« предельно
бассейны лет трансгрес- регрессив- ак^^щй
сивный ный
млн. * млн. а млн. у млн. а лет лет 10 лет лет
ЗападноСибирский 183 100 54 23 13 40 22 20 II Лено-
Вилюйский 355 190 54 130 37 17 4 18 5
Соотношение типов режимов определяет направленность хода формирования и скопления УВ. Эволюционные типы режимов ответственны за факторы нефтегазообразовадия (в том числе - главную фазу нефтегазообразованяя). Активный и особенно предельно активный режимы определяют главные фазы латеральной и вертикальной миграции. В соответствии с этим, наряду с главными фазами■ неф-тегазообразования, в истории нефтегазоносных бассейнов (НГБ) целесообразно выделять главные фазы миграции УВ, по времени соответствующие этапам проявления предельно активных режимов их развития.
Анализ соотношений типов режимов (рис. Ю) показывает, что в период формирования Западно-Сибирского бассейна проявилось не менее 6 эпох, когда могли происходить активные процессы миграции флюидов. Две из них приходились на конец средней - начало поздней юры. . В этот период могли формироваться преимущественно газовые УВ (ранняя газовая фаза). Миграция УВ в региональном плане происходила в сторону переходной зоны бассейна, которая представляется как наиболее крупная зона накопления. • Поскольку процессы ст.руктуроо(3ра8ования происходили по консёдиментационно-;цу типу, в.антиклинальных ловушках в этот период могли формироваться первые газовые залежи. К концу алта- началу сеномана в процессе миграции включалась УВ нефтяного типа, обеспечивающих формирование залежей соответствующих типов. В качестве ' крупных зон нефтегазонакопления наряду с переходной зоной в этот период являлись поднятия 1-П порядков внутренней зоны. Последняя активная фаза нефтегазонакопления и формирования залежей в свете развиваемых представлений здесь имела место в кайнозое (поздний олигоцен).
В Лено-Вилюйском бассейне предполагается 12 фаз ■ актявнай миграции УВ. Основное их количество (9) проявилось в период от карбона до юры включительно. Поскольку формирование пликативных структур в этом бассейне было практически однотипным (в течение раннего мела), углеводорода на первых этапах (до конца перми) преимущественно газовые, а затем и нефтяные мигрировали почти исключительно в сторону переходной зоны, где могли формироваться в ловушках неантиклинальных типов, а большей частью, видимо, рассеивались. Формирование антиклинальных залежей здесь могло быть лишь вконце меловой \эпохи и в кайнозое. Поскольку к это-
му времени отложения бассейна прошли ГФН, можно предполагать, что в ловушки поступали преимущественно газы глубинной фазы формирования и УВ, поступавшие из переформировавшихся залежей.Воз-можно это одна из причин преимущественно газового и газоконден-сатного состава выявленных здесь залежей.
7.2. Районирование нефтегазоносных территорий
Одновозрастные бассейны (современные или ископаемые) группируются в пространстве. Будучи связаны с определенными тектоническими элементами континента или океана они образует закономерные сообщества (системы), например, система осадочных бассейнов краевых морей, зон глубоководных желобов в океанах и т.п.
Разновозрастные бассейны наряду с пространственными образуют временные группировки (системы). Пространственно-временные системы ОПБ обычно связаны с крупными тектоническими элементами, как правило, обособляемые в самостоятельные объекты тектонического и нефтегеологического районирования.
Характер пространственно-временных соотношений модно видеть на примере нефтегазоносных территорий Сибири. В пределах нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных отложений в настоящее время здесь выделяются Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская и Ха-тангско-Вилюйская нефтегазоносные провинции (НГП). Каждая из названных НГП включает различные по тектонической природе и возрасту ОПБ и НГБ. Западно-Сибирская НШ включает наиболее полно развитый мезозойский НГБ, ОПБ и НГБ пермо-триасового возраста, а также сохранившиеся от размывов, проявляющиеся фрагментарно ОПБ и НГБ палеозойского (преимущественно девонского) возраста. В составе Дено-Тунгусской НШ могут быть выделены рифейские.венд-раннепалеозойские, среднепалеозойские и верхнепалеозойокие ОПБ, местами с доказанной нефтегазоносностыо. Хатангско-Вилюйская НГП сложена системой ОПБ рифейского, венд-раннепалеозойского, сред-непалеозойского, позднепалеозойского и мезозойского возрастов. Для ОПБ мезозойского и позднепалеозойского возрастов в настоящее время здесь доказана промышленная нефтегазоносность.
Таким образом, каждая из названных НШ является сообществом (системой) разновозрастных ОПБ или НГОПБ (НГБ), генетически связанных единством региональной тектонической структуры и гео-
логической истории.' При таком понимании ОПБ является элементом,, необходимой составной частью НГП.
Нефтегазоносные провинции обычно включают ОПБ (НГОПБ) разновозрастные (полрбассейновые разновозрастные), хотя нельзя исключать НГП, состоящие из сообщества одновоз£астных ОПБ (полибассейновые, одновозрастные); теоретически возможны и однобас-сейновый (монобассейновые) НШ.
Одновозрастные (в том числе монобассейновые) НГП составляют категорию одноярусных провинций. В составе полибассейновых разновозрастных целесообразно выделять 2-х, 3-х и и- -ярусные НШ,
Символически это можно представить в следующем виде: ОБ^—0ПБ£—НГБр ОБ|—ОПБНГБ^;...ОБ^—ОПБ^-—НГБ^ - 1-й ярус;
ОБ^— ОПЕ^— НГБ^.ОБ^— ОПБ^—НГб£;...0Б^—ОПБ^—НГБ^ - 2-й ярус;
ОБ3—ОПБ3—НГБ3; ОБд—ОПБ3—НГБ3;...ОБ^—ОПБ^—НГБ^ - 3-й ярус;
:0Б„—0ПБп—НЩ,; 0Б^—ОПБ^—НГБ?;...0Бл—ОПб"—НГБ^ -и-й ярус.
Бассейны разных ярусов НШ могут находиться на разной стадии эволюции. .Такой тип НШ можно представить в таком виде:
'0Б1; 0б|; 0Б^; 0в||; ... об" - 1-й ярус; ОБ^—ОПБ^ 0Б£— ОПБ^;;.. 0Пб£ - 2-й ярус;
ОБд—ОПБд—НГБ3'; ОБ|—ОПБ^—НГБ^;...0^— ОПЕд— НГБ^ - 3-й ярус;
—ОПБя—НЕБп; ОБ*—ОПБ^—НГБ^;...ОБ^— ОПБ^—НТВ* -п -й ярус.
По этому признаку Западно-Сибирская НШ в'южной половине является 2-ярусной, местами 3-ярусной (основной мезозойский и остаточные пермо-триасовые и ранне-среднепадеозойский ОПБ). Ха-тангско-Вилюйская НГП является много-(4-х) ярусной.
При районировании НГБ использованы принципы, предложенные для ОПБ. По'характеру объемного распределения мощностей синхронного комплеса в их составе обособляются внешняя, переходная и внутренняя зоны. Это наиболее крупные элементы районирования НГБ, сопоставляемые по рангу с нефтегазоносными областями. Таким образом, принципы выделения областей в пределах НГБ - структурный.
Учитывая описанные выше закономерности четкой приуроченности к названным зонам определенных типов структурных и формационных комплексов ;есть основание считать, что такой принцип районирования позволяет разделять отложения синхронного комплекса бассейнов по степени перспективности и по особенностям и условиям нефтегазоносности.
Внутренние зоны бассейнов являются наиболее перспективными в отношении нефтегазоносности. Здесь проявляются наибольшие мощности нефгегазоматеринских и нефтегазоносных толщ, наиболее контрастные (высокоамплитудные) и 1фупные по размерам шшкативные и разрывные структуры 1-Ш порядков, т.е. основные зоны нефтега-зонакопления, в итоге, как это видно в условиях Западно-Сибирского и Лено-Вилюйского бассейнов, обеспечившие здесь ■ главные •запасы углеводородов. В пределах переходной зоны синхронный комплекс имеет клиновидное строение. Основные гоны нефтегазонакоп-ления.так же как и ловушки УВ, связаны со структурно-литологиче-скйми и структурно-стратиграфическими типами. Отложения синхронного комплекса в пределах внешней зоны из-за небольших мощностей, особенностей литологического состава, как правило,являются бесперспективными в отношении нефтегазоносности. Небольшие • залежи всеЦело контролируются слабо проявляющимися здесь флюидо-упораыи и связаны в основном с перетоками УВ. из подстилающих комплексов.
Дальнейшее районирование предусматривает выделение нефтегазоносных районов. Нефтегазоносные районы, как следующий (более низкий) ранг районирования выделяется в составе НТО. При этом обязательно должно "соблюдаться правило, чтобы контуры районов не выходили за пределы единой НТО (т.е. внешней,переходной или внутренней зоны) бассейна.
Таким образом, в свете развиваемых положений,принципы районирования территорий с позиций нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных бассейнов являются не альтернативными, а отражают разномасштабность изучаемых геологических объектов. Нефтегазоносные провинции как более крупные объекты представляют собой сочетание разновозрастных бассейнов, "на которых они подразделяются. Элементами районирования нефтегазоносных провинций являются нефтегазоносные бассейны. Пространственные и временные их соотношения определяются как целое к частному. Наиболее круп- .
ними элементами районирования исследуемых бассейнов является внешняя, переходная и внутренняя зоны, отличающиеся структурными и литолого-формационными особенностями образования и накоп-< ления углеводородов и в итоге - перспективами нефтегазоносности. Нефтегазоносные области и районы - это последовательно меньшие по рангу элементы раздельного районирования внешней, переходной и внутренней зон бассейна.
7.3. Сравнительная оценка условий нефтегазонакоплений Западно-Сибирского и Лено-Вилюйского бассейнов
Главными структурными элементами, контролирующими распределение типов и размеров месторождений, их суммарные (прогнозные) запасы, а в ряде случаев фазовый состав углеводородов является внешняя, переходная и внутренняя зоны бассейнов. Однако, роль их в каждом из сравниваемых бассейнов определяется конкретными обстановка",т.
В пределах внешних'зон бассейнов синхрсппцй г.с.-длекс практически бесперспективен. Единичные эалеги здесь приурочивается к приконтактным частям разреза. Основные перспективы следует связывать с образованиями подстилалцих комплексов, прогнозная оценка которых должна даваться по независимым, иным критериям, чем синхронных отложений.
Переходным' зонам принадлежит особо важная роль в истории-н ефт е газ о какоял е ная. Если депрессии внутренней зоны представляется главными областями образования, то переходные зоны в течение всей истории баосейной являлись главными областями регионального накопления углеводородов. В Лёно-Вилюйском бассейне она была единственной зоной, куда поступали мигрировавшие с внутренних областей углеводороды в течение шУчти всего периода развития бассейна (до поздней юры включительно). По-видимому, это явилось основной причиной того, что все открытые к настоящему времени месторождения пространственно приурочены к внешней зоне Вилюйской синеклизы. В Западно-Сибирском бассейне поступление углеводородов в пределы внешней зоны уменьшалось за счет аккумуляции их в поднятия Х-ц-Ш порядков, формировавшиеся синхронно с осадконакоплением.
Принципиально разными^ структурные условия для нефтегазона-копления были и во внутренних областях бассейнов. В Западно-Си-
бирском бассейне образование и миграция углеводородов, начавшиеся в апт-апте, происходили на фоне уже имеющихся и продолжающих форлироваться поднятий 1-Ш порядков, т.е. в ловушки поступали углеводороды ранней газовой и главной фазы нефтегазообра-зования. Б Лено-Вилюйском бассейне пликативные структуры бшш сформированы одноактно во второй половине раннемеловой эпохи. К этому времени здесь прошла главная фаза нефтегазообразования, бассейна находился на начальной стадии деградации как область седиментации и как область формирования углеводородов. Поэтому в ловушки здесь поступали углеводороды последней фазы газообразования, либо из промежуточных зон нефтегазонакопления неструктурных типов. С этих позиций условия для формирования структурных залежей во внутренней зоне Лено-Вилюйского бассейна были неблагоприятными. С этим следует связывать отрицательные результаты бурения на многих локальных поднятиях в центральных районах Вилюйской синеклизы.
Закономерности распределения в пределах бассейнов залежей углеводородов определяются структурной их дифференцированностью. Изучением факторов, обусловливающих продуктивность локальных и более крупных поднятий занимались многие исследователи (Налив-кин и др., 1965, 1967; Гурари и др., 1971,1972; Конторович и Др., 1972; Геология нефти и газа...,1975; и др.). На большом статистическом материале с использованием программ распознавания образов установлено, что определяющими нефтегазоносность являются показатели, характеризующие этапы и темпы роста поднятий, их-контрастность, интенсивность, удлинение. В условиях ЗападноСибирской плиты особенно высокоинформативными для оценки продуктивности структур оказались приросты амплитуд 1-Ш порядков за ранне-среднеюрское и турон-плейстоценовое время (Еханин и др., 1964; Микуленко, Старосельцев и др., 1974). Выводы названных исследователей о большой роли новейших движений подтверждаются данными автора о том, что от 30 до 50 % поднятий П-Ш порядков в пределах Западно-Сибирского и Лено-Вилюйского бассейнов имеют признаки активизации в новейшее время. Исключительно с этим этапом связывается формирование выявленных и предполагаемых залежей углеводородов в краевых частях платформы в пределах так называемой зоны динамического воздействия.
Важное значение в отношении нефтегазоносности имекгг разрывы. Влияние разрывов и трещин сказывается в том, что они могут:
I) служить путями миграции углеводородов и способствовать формированию их залежей, 2) обеспечивать переток их из уже сформированных залежей на более высокие стратиграфические уровни вплоть до их разрушения; .3) оказывать влияние на коллекторские свойства.
Вертикальная миграция углеводородов как в региональном, так и в локальном планах, обеспечивается в основном треищноватостьЮ пород. Последнее подтверждается многочисленными примерами трещинных битумопроявлений в структурных и неструктурных условиях, как в песчаных, так и в глинистых толщах Западно-Сибирского и Лено-Вилюйского бассейнов (К.И.Микуленко, И.А.Олли, Ю.В.Щепет-кин). Установлено, что перетоки и разрушение залежей происходят почти исключительно' в условиях наличия в контурах залежей разрывов типа растяжения. Трещиноватость пород в этом отношении имеет меньшее значение. Примеры вертикальных перетоков известны во. многих районах Лено-Вилюйского и Западно-Сибирского бассейнов и количество их со временем увеличивается. Особенно значительно они проявляются в пределах внешней и переходной зон бассейнов. Во внутренней зоне Западно-Сибирской плиты случаи вертикальных перетоков углеводородов чаще приурочены к районам Колтогорско-Уре'нгойского желоба, где развиты контрастные структуры, осложненные разрывами (Гурари и др.,1970,1972).
В целом разрывы разных типов по-разному сказываются на нефтегазоносность. В условиях Западно-Сибирской плиты (Гурари и др., 1972; Канторович и др..,1972; и др.), а затем Вилюйской синекли-зы (Микуленко и др.,1974,1983) установлено следующее: I) разрывы в фундаменте'не оказывают влияние на нефтегазоносность отложений платформенного чехла; 2) разрывы, связанные с грабен-рифтами сказываются на продуктивности поднятий в интервале расстояний от 10 до 125 км; 3) разрывы, осложняющие платформенный чехол, оказывают наибольшее влияние на нефтегазоносность¡установлено, что преобладавшее число продуктивных локальных структур (82-92 %) располагается на поднятиях 1-П порядков с плотностями разрывов 0,02-0,035 км/км**; меньшие и большие плотности разрывов являются неблагоприятными длЯ формирования залежей углеводородов. Обращает на себя внимание влияние на нефтегазоносность пространственной ориентировки разрывов, причем различающейся для юрского, мелового и кайнозойского этапов развития (Микуленко и др.,1974). Это хорошо увязывается с разививаемыми выше представ-
ленияыи о периодической смене во времени активизации блоков определенных ориентировок.
Лабораторными испытаниями и расчетным путем выяснено, что трещиноватость монет влиять на коллекторские свойства не только карбонатных пород, как принято считать, но и терригенных, Трещины и-особенно микротрещины увеличивают емкость дород до 0,55 %, а проницаемость - в ряде случаев в 10-25 раз (Микуленко, 1981). Особенно большая роль в этом отношении кливакеподобной трещиноватости сейсмогенной природы. Проявляясь на узких стратиграфических интервалах, в больших количествах, она существенно улучшает коллекторские свойства пород. Подобное влияние установлено для пластов группы "ХГ (южные районы 'Западной Сибири),группы "А" и "В" (Центральное Приобье, в пластах "Ю-Т" Вилюйской синеклизы (Микуленко,1974; Микуленко,Сечкина,1976). Если трещины этого типа развиты в непроницаемых породах алевролитового или глинистого состава, то они могут формировать особый,трещинный тип коллектора. По нашему мнению, кливажеподобная трещиноватость, возможно в комплексе с другими факторами, обеспечила залежи в баженовской свите в Западно-Сибирском бассейне. Свидетельством .этого может являться то, что промышленные залеви в баженовской свите обнаружены на тех площадях и в тех скважинах, в которых мощности пород с кливажеподобной трещиноватостью превышала 3 м (Микуленко, 1974). Коллекторы подобной природы установлены в районах Енисей-Хатангского регионального прогиба,вдоль переходной зоны Вилюйской синеклизы, в пределах Хапчагайского мегавала, в Лено-Анабарском мегапрогибе, т.е. они характеризуются достаточно широким распространением и должны быть предметом специального изучения.
Таким образом, тектонические условия накопления углеводородов, во многом определившие перспективы нефтегазоносности сравниваемых бассейнов, были существенно различными. Используя "бассейновый" подход, показано, что главные различия их определялись преимущественно двумя факторами: во-первых, разной стадийностью их развития; во-вторых, разными соотношениями этапов структурообразования и миграции углеводородов. Подтверждено большое значение в процессах образования структур и формирования залежей нефти и газа в их пределах 'неотектонических движений.
ЗАШЯЕНИЕ
Итак, выполненные исследования показали, что нефтегазоносные бассейны,- являясь продуктом эволюции осадочно-породкых бассейнов определенных типов, представляют собой единые целостные развивающиеся .системы открытого типа. Отсюда - создание нового "системно-бассейнового" подхода их изучения.
Реализация системно-бассейнового подхода по сравнению с имеющимися позволяет выявить неизвестные ранее пространственно-временные закономерности проявления тектонических и палеосейс-мических процессов и обусловленных ими образований, черты сходства и различия процессов образования и накопления углеводородов в разных структурных зонах бассейнов на разных этапах их развития. Такой подход, во-первых, делает возможным сравнительное изучение разных участков бассейнов на разных стадиях их развития; во-вторых, что особенно важно, раранее прогнозировать особенности строения я нефгегазоносноотя псследуеного* баооейяо-сого пространства; подрбные прогнозы можно экстраполировать как в прошлое, так и в будущее бассейнов. Таким образом,использование системно-бассейнового подхода расширяет возможности сравнительных тектонических и нефтегеологических исследований, делает их прогностическими.
Учет не только статических, но ж динамических аспектов влияния тектонических процессов на нефтегазоносно'сть существенно увеличивает объем получаемой.информация, поднимает исследования на новый уровень. Выделение статической и динамической составляющей тектонических процессов привело к разработке новых представлений о тектонических режимах бассейнов, предполагапцих возможность исследования не только условий нефтегазообразования, как это преимущественно делается, но и прогнозирование эпох миграции и накопления углеводородов в пределах бассейна.
Установление регионально проявляющейся зоны взбросо—надвигаемых дислокаций (как результат динамического влияния напряжений со стороны складчатых областей), наложенных на структурный план платформенного типа, привело к пересмотру представлений о строении краевых зон Сибирской платформы,, пересценке потенциальных возможностей их в отношении нефтегазоносности.
Результаты пал'еосейсмдческих исследований позволяют решать ряд новых задач. Во-первых, применительно к геологическому про-
шлому появилась возможность изучить не только структурные, но и ' другие геологические (палеогеографические, седиментологические и т.д.) обстановки, благоприятствующие возникновению землетрясений, выявлять закономерности проявления их в течение длительных периодов (измеряемых сотнями млн.лёт), т.е. по сравнению с существующими, предлагаемый подход позволяет значительно более полно и всесторонне исследовать условия и причины возникновения древних землетрясений, как основы для долгосрочного прогноза современных землетрясений. Во-вторых, изучение сейсмичности как формы тектонических движений, позволяет определять место и роль быстротечных движений в истории бассейнов и осложняющих структур. В-третьих, анализ палеосейсмичности позволяет исследовать практически новую проблему - влияние импульсного (ударного) воздействия напряжений на процессы образования и особенно миграции углеводородов.
В соответствии с концепциями новой глобальной тектоники границы основных плит на современном временном срезе, как известно, проводятся по главным сейсмическим поясам Земли. Выявляя основные эпохи и пояса палеосейсмичности, можно ориентировочно намечать границы палеоплит, исследовать эволюцию их границ в разные эпохи геологической истории Земли, Т.е. информация по палеосейсмичности позволяет осуществлять экстраполяцию положений плитной тектоники в геологическое прошлое на той же методической основе, что используется при выделении современных плит. При существующих подходах палеотекгонических реконструкций этот принцип нарушен.
Таким образом, в диссертации намечен ряд актуальных вопросов теоретической, методической и практической"значимости. Понятно, что исследования должны быть продолжены, тем более,что в процесс их выполнения появились новые задачи.
Несомненно, требует дальнейшей разработки системно-бассейновый подход. Наряду с тектоническими и палеосейсыическими аспектами при изучении истории осадочно-породных и нефтегазоносных бассейнов представляется целесообразным привлечение данных палеомагнитных исследований, с этой же целью желательно начать разработки по оценке (пусть в качественной форме) изменений во времени гравитационных полей. Включение в комплекс тектонических, палеосейсмических, палеомагнитных и палеогравитационных
данных делаег • ретроспективные исследования бассейнов несравни- . мо более информативными, а результаты - принципиально новыми..
Требуется дальнейшее изучение тектонических движений с позиции длительности проявления напряжений. В качестве главных задач здесь следует отметить: установление спектра разноскорост-ных движений, раздельное определение роли каждого их них в структуре и истории бассейнов, выяснение соотношений между длительностью проявлений напряжений и объемными масштабами сформированных ими тектонических образований, оценка участия их в процессах образования и накопления углеводородов.
Важным представляется изучение структурных соотношений платформенных и складчатых областей. Задача эта в настоящее время приобрела особую актуальность в связи с установленным в последние годы широким проявлением крупных, надвигов и шарьяжей в пределах/складчатых областей, а также наличием зоны динамического воздействия на прилегающие участки платформы субгоризонтальных напряжений со стороны складчатых обрамлений. В свете этих данных необходимы разработки новых концепций.и моделей прострапст-венно-временных соотношений, принципов оценки перспектив и неф-тегеологического районирования.пограничных районов платформенных и складчатых областей.
При изучении палеосейсмичности сделаны только первые шаги, они должны быть продолжены. Одной из первоочерёдных задач этих работ является совершенствование диагностики и методики исследований. Возможно несколько путей решений: во-первых, изучение (по натурным наблюдениям.п литературным данным) типовых образований в приэпицентральных зонах современных землетрясений; во-вторых, постановка физических экспериментов, имитирующих воздействие сейсмических толчков на породы и осадки. Другой задачей этого направления является систематическое изучение следов древних землетрясений в доступных для этих целей отложениях ри-фей-фанерозоя с целью оценки роли сейсмичности в истории гфупных структур, а в перспективе и Земли в целом, и установление основных эпох и поясов (зоны) палеосейсмичности.
Одним из наиболее перспективных направлений нефтегеологи-ческих.исследований является оценка геоданамического влияния на процессы формирования и накопления углеводородов. В настоящее время сделаны первые шаги по исследованию воздействия сейсмо-
генных процессов на образование'(Н.В.Черский, В.П.Царев,Т.И.Со-роко и др.) и миграции углеводородов. Динамическое влияние медленных (структурообразующих) и вековых (бассейновых) остается неизученным.
Задачей будущих исследований является комплексное изучение динамического воздействия на процессы образования, миграции и накопления углеводородов всех известных типов (по длительности проявления напряжений) тектонических движений. Однако, по нашему мнению, проблема эта значительно шире. Если говорить о перспективе, тем более далёкой, будущие исследования должны предусматривать изучение комплексного влияния на процессы осадконакоп-лейия, формирования и движение флюидов, преобразование органического вещества, миграцию углеводородов не только механического воздействия, но всего спектра существующих в природе . полей (теплового, магнитного, гравитационного, электрического, радиационного и т.д.). Многие вопросы проведения исследований в таком направлении пока неясны, не-все может быть в ближайшее время осуществимо, однако вне всякого сомнения, наиболее важные успехи нефтегеологических исследований и геологической науки вообще могут быть только в формировании и осуществлении принципиально новых путей научных исследований.
По теме диссертации автором опубликовано около 180 работ, основные из которых следующие:
1. Микуленко К.И. О механизме образования глыбовых и пластовых включений в палеогеновых отложениях Дагестана //ДАН СССР. - 1963. - Т. 151, & 5. - С. 1168-1169.
2. Микуленко К.И., Острый Г.Б. Типы трещин и их влияние на коллекторские свойства пород осадочного чехла Западно-Сибирской плиты //ДАН СССР. - 1965. - Т. 165, № 3. - С. 646-648.
3. Микуленко К.И., Афанасьев Ю.Т., Гайдебурова Е.А. К вопросу о сопоставлении газонефтеносных горизонтов никнеюрского возраста Вилюйской гемисинеклизы и Предверхоянского прогиба // Геология нефти и газа. - 1966. - № 2. -.С. 43-46.
4. Микуленко К.И. О влиянии тектонической трещиноватости пород на нефтегазоносность мезозойских отложений Вилюйской гемисинеклизы и прилегающих районов Предверхоянского прогиба // Тр. СНИШТиШ, 1966. - Вып. 33. - С. 95-99.
5. Афанасьев Ю.Т., Гурари Ф.Г., Микуленко К.И. Сравнительная характеристика мезозойского этапа тектонического развития Западно-Сибирской плиты и 1фаевых депрессий Сибирской плат.формы-//Матер.Всес.совещ. по оценке перспектив нефтегазоносности Якутии. - Якутск, 1966. - С. 63-65.
6. 1Урари-Ф.Г., Конторович А.Э., Микуленко К.И. и др.Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа в свете представлений о биогенном генезисе нефти (на при«^ мере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна) //Тр.Всесоюз. совещ. до нефти и газу. - М., 1967. - С. 562-568.
7. Микуленко К.И. Подводно-оползневые образования палеоценовых и эоценовых отложений Дагестана //Изв.АН СССР, сер.геол. - 1967. - № 2. - С. 134-149.
8. Гурари Ф.Г., Конторович А.Э., Микуленко К.И. Основные закономерности размещения залежей нефти а газа в мезозойских отложениях Западной Сибири и Якутии //Геологическое . строение и нефтегазонооность восточной части Сибирской платформы и прилегающих районов. - М.:. Недра, I0S8. - С. 262-270.
9. Микуленко К.И., Острый Г.Б. Оползневые, образования в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности // Литология и полезные ископаемые. - 1968, Я 5. - С. III-II7.
10. Афанасьев Ю.Т., 1^рари Ф.Г., Микуленко К.И. Развитие Западно-Сибирской плипг и краевых депрессий Сибирской платформы в мезозое //Геологическое строение и нефтегазонооность восточной части Сибирской платформ и прилегающих районов. - М.: Недра, 1968. - С. I26-I3I.
11. Микуленко К.И. Древние подводные оползни и связанные с ними образования в отложениях Обь-Иртышского междуречья // Тр. СНИИГГиМС, 1968. - Вып. 78. - С. 22-35.
12. Микуленко К.И., Афанасьев Ю.Т. Следы древних землетрясений в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности // Геология и геофизика, 1969. - й 2. - С. 18-26.
13. Микуленко К.И'. Шдводно-оползневые образования в нефтегазоносных отложениях Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба //Лено-Вилюйская нефтегазоносная провинция. - М.: Недра, 1969. - С. 65-71.
14. Гурари Ф.Г., Микуленко К.И., Мокшанцев К.Б. Основные черты мезозойской тектонику Западно-Сибирской плиты : и краевых
депрессий Сибирской платформы // Тр.СНИИГГиШ, 1969. - Вып. 89.
- С. 3-12.
15. Гурари Ф.Г., Микуленко К.И., Трушкова Л.Я. О региональных размывах в мезозойских отложениях Сибири. - Там же. С.13-20.
16. Микуленко К.И. Суспензионные потоки в геологическом прошлом и их влияние на нефтегазоносность (на примере ЗападноСибирской, Лено-Вилюйской и других нефтегазоносных провинций // ШТИ ОНТИ ВИЭМС. Сер.геол.методы поисков и разведки м-ний нефти и газа. - 1969. - № 6.
17. Дизъюнктивная тектоника Западно-Сибирской плиты /Ф.Г. Гурари, К.И.Микуленко, В.С.Старосельцев и др. //Тр. СНИИГГиМС, 1979. - Вып. 97. - 93 с.
18. Микуленко К.И. 0 диагностических признаках подводно-оползневых образований и отложений суспензионных потоков //Тр. СНИИГГиМС, 1970. - Вып. 106. - С. 143-148.
19. Микуленко К.И., Шемин Г.Г. Трещиноватость юрских и нижнемеловых пород Обь-Иртышского междуречья //Тр. СНИИГГиМС, 1971.
- Вып. 132. - С. 90-100.
20. Бочкарев В.В., Микуленко К.И. О лейасовых перерывах в осадконакоплении на территории Сибири. - Там же. - С. I06-II5.
21. Тектоника мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты /Ф.Г.Гурари, К.И.Мицуленко, В.С.Старосельцев и др. //Тр. СНИИГГиМС, 1971. - Вып. 100. - 148 с.
22. Главные факторы формирования и размещения залежей нефти и газа в мезозойских терригенных отложениях Западно-Сибирской провинции /Ф.Г.Гурари, Т.И.Гурова, А.Э.Конторович, К.И.Микуленко и др. //Тр. Междунар.геол.конгресса. - М.: Наука, 1972. -
С. 45-50.
23. Использование методов кибернетики для оценки перспектив нефтегазоносности /А.Э.Конторович, Э.Э.Фотиади, Ю.А.Воронин и др. //Тр. Междунар.геол.конгресса. - М.: Наука, 1972. - С.58-63.
24. Микуленко К.И. О возможных причинах несогласий в мезозойских отложениях Западно-Сибирской плиты // Тр. СНИИГГиМС, 1972. - Вып. 141. - С. 40-43.
25. Гурари Ф.Г., Микуленко К.И., Старосельцев В.С. К методике составления тектонических карт платформенных нефтегазоносных областей //Тектоника Сибири. - М.: Наука, 1972. - Т. 5. -С. 34-38.
26. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности /Ред. А.А.Трифимук, Ф.Г.Гураря,. Э.Э.Фотиади // Тр. СНИЖТиМС. - М.: Недра, 1972. - Вып. 131. - 312 с.
27. Методика изучения трещиноватости пород закрытых платформенных территорий (на примере мезозойских отложений ЗападноСибирской плиты и Вилюйской гемисинеклизы) / Ред. К.И.Микуленко // Методическое руководство. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1972. -99 с.
28. Методы изучения тектоники нефтегазоносных мезозойских отложений Сибири / Ред. К.И.Микуленко.В.С.Старосельцев. - М.: Недра, 1974. - 204 с.
29. Микуленко К.И. Перспективы нефтегазоносности отложений баженовской свиты центральных и южных районов Западно-Сибирской плиты //Тр. СНИИГГиШ, 1974. - Вып. 194. - С. 37-41.
30. Микуленко К.И. Результаты воздействия сейсмических толчков на осадочные толщи в субаквальных условиях и их значение для тектонических и нефтегеологических исслодованзй //Тр.ЗапСиб НИГНИ. - Вып. 95. - Тюмень, 1975. - С. 40-42.
31. Микуленко К.И. Об использовании трещиноватости пород при региональном тектоническом районировании (на примере Западно-Сибирской плиты).'- Там же. - С. 46-47.
32. Микуленко К.И., Сечкина Л.А. Закономерности проявления палеосейсмической трещиноватости в породах верхней перш и низов триаса в районах Вилюйской гемисинеклизы // Тр. СНИИГГиЖ, 1976. - Вып. 218. - С. 69-71.
33. Микуленко К.И., Олли Й.А. Трещинные битумопроявления в породах юры и мела Западно-Сибирской плиты как свидетельство миграции углеводородов //Тр. СНИЖТиМС, 1976. - Вып.231.-С.58-65.
34.. Микуленко К.И. Палеосейсмичносгь и нефтегазоносность // Геол. и геофиз., 1978. - й'8. - С. 14-23.
35. Микуленко К.И. Тектоническое районирование краевых депрессий Сибирской платформы в связи с прогнозом региональных зон нефтегазонакопления //Тр. СНИЖТиМС, 1979. - Вып.271. -
С. 139-152.
36. Микуленко К.И. Локальные поднятия краевых депрессий Сибирской Платформы //Тр. СНИИГГиШ, 1979. - Вып.273. - С. 65-77.
37. Микуленко К.И., Глухманчук Е.Д., Сечкина Л.А. Трещино-
ватость юрских и меловых пород Енисей-Хатангского регионального прогиба. - Там же. - С. 83-90.
38. Микуленко К.И., Глухманчук Е.Д., Сечкина-Л.А. .Шемин Г.Г. Связь трещиноватости пород с пликативными структурами первого порядка (на примере Западно-Сибирской плиты и Вилюйской гемися-неклизы) //Тектоника Сибири, т. IX. - Новосибирск,. 1980.-С.31-33.
39. Геология нефти и газа Сибирской платформы /Ред. Конто-рович А.Э., Сурков B.C.", Трофимук AiA. - М.: Недра, 1981,- 552 с.
40. Микуленко К.И. Некоторые общие черты развития Предвер-хоянского и Предкавказского краевых прогибов //Геологическое строение и нефтегазоносность краевых прогибов. - М.: Наука,1980. - С". 189-192.
41. Микуленко К.И., Аксиненко Н.И., Хмелевский В.Б. История формирования структур краевых депрессий Сибирской платформы. //Тр. СНИИГГиМС, 1980,. - Вып. 284. - С. I05-II5.
42. Микуленко К.И. Быстротечные процессы в тектонике //Мат. ХШ сессии науч.сбвета по тектонике Сибири. - Якутск, 1980.
С. 46-47.
43. Микуленко К.И. Трещиноватость пород и нефтегазоносность //Теоретические и методологические вопросы ■ геологии нефти и газа. - Новосибирск: Наука, 1981. - С. 170-177.
44. Микуленко К.И. Особый тип коллекторов в глинистых толщах //Гидрогеология нефтегазоносных областей Сибирской платформы. - Новосибирск, 1982. - С. II2-II7.
45. Микуленко К.И., Старосельцев B.C., Фрадкин Г.С. Соотношения структурных этажей - критерии тектонического районирования платформенных ойластей//Тектоника Сибири, т. XI. - Новосибирск: Наука, 1983. - С. 140-146.
46. Микуленко К.И. Тектоника осадочного чехла краевых депрессий Сибирской платформы (в связи с нефтегазоносностью)//Тр. ИГиГ СО АН СССР. - Новосибирск: Наука, 1983. - Вып. 532. -
С. 89-104.
47. Микуленко К.И. Сравнительная тектоника мезозойских депрессий Сибири //Тр. СНИИГГиМС. - Новосибирск, 1983. - С. 5-22.
48. Микуленко К.И. Тектоника мезозойских депрессий Сибири //Тр. ИГиГ СО АН СССР, 1983. - Вып. 588. - С. II9-I30.
49. Микуленко К.И. Изучение палеосейсмичности - одно из направлений повышения эффективности нефтегазопоисковых исследований /Мат.науч.-практ.конф. - Якутск,1983. - Ч. I. - C.I04-I08.
50. Микуленко К.И., Парпин A.B., Хмелевский В.Б. Тектонические критерия прогноза залежей газа и нефти на территории Пред-верхоянского краевого прогиба //Тр. СЖИГГиМС, 1984. - С. 81-88.
51. Микуленко К.И., Растегин A.A. Влияние неотектенических движений на нефтегазоносность (на примере Западно-Сибирской н Хатангско-Вилюйской НГП) //Новейшая тектоника Сибирской' платформы и ее влияние'на нефтегазоносность. -.11.: Наука, I985.-C.71-77.
52. Структура и эволюция земной коры Якутии /Отв.ред. В.В. Ковальский. - М.: Наука, 1985. - 248 с.
53. Микуленко.К.И., Паршин A.B., Хмелевский В.Б. Структура складчатого обрамления северо-востока" Сибирской платформы //Тр. ЯГУ. - Якутск, 1986. - С. 60-65.
54. Микуленко К.И., Фрадкин Г.С. Тектонические критерии нефтегазоносности 1фаевых депрессий Сибирской платформы //Тр.ИГ ЯФ СО АН СССР. - Якутск, 1986. - С. 4-17.
55. Микуленко К.И., Паршин A.B., Хмелевский В.Б. Особенности тектоники и оценки перспектив нефтегазоносности зоны надвигов Сибирской платформ. - Там кэ. - С. 38-48.
56. Микуленко К.И., Лабуркин В.А. Сравнительный анализ полей напряжений ПреДбайкальского краевого прогиба и прилегающих, районов Сибирской платформы //Тр. Я1У. - Якутск,1987.-С.36-42.
57. Микуленко К.И. Тектоническая история- осадочных бассейнов и их нефтегазоносность //Тр. ИГ ЯФ СО АН СССР, 1987.-С.25-33.
58. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры нефтегазоносных провинций Сибирской платформы /Ред. В.С.Сурков. - М.: Недра, 1987. - 204 о.
59. Перспективы нефтегазоносности краевых зон Сибирской платформы с позиции покровно-надшговой тектоники /К.И.Микуленко, В.С.Ситников, В.С.Старосёльцев и др. //Тр. ИГ ЯФ СО АН СССР, 1988. - С. 74-80.
60. Микуленко К.И. Статические и динамические аспекты влияния тектонических факторов на нефтегазоносность-//Гаоданамиче-cfcae основы прогнозирования и нефтегазоносности недр. - Ч. 3. -М., 1988. - С. 584-595.'
61. Микуленко К.И. Принципы выделения и тектоническое районирование нефтегазоносных бассейнов Сибири //Тр. ЯИГН СО АН СССР, 1989..- С. 4-17.
62. Микуленко К.И. Тектонические режимы и нефтегазонос-ность //Мат. 28 сессии. Междунар.геол.конгресса. - М., 1989. -С.61-67.
63. Типизация нефтегазоносных бассейнов Северо-Востока СССР /В.Е.Бакин, К.И.Микуленко, А.Ф.Сафронов и др. //Мат.28 сессии Междунар.геол.конгресса. - М., 1989. - С. 54-61.
64. Микуленко К.И. Палеосе'йсмичность и нефтегазонакопление //Нефтегазоносность и вопросы освоения месторождений нефти и газа Якутии. - Якутск, 1990. - С. 96-105.
65. Микуленко К.И., Ситников B.C. Принципы тектонического районирования краевых зон Сибирской платформы // Геологические условия нефтегазоносности покровно-надвиговых зон. - Фрунзе, .1990.
66. Микуленко К.И. Опыт прогноза времени и тектонофизиче-сках условий разрывообразования на основе палеосейсмических исследований //Разломообразование в. литосфере: тектонофизические аспекты. - Иркутск, 1991.
-
Микуленко, Константин Иванович
-
доктора геол.-минер. наук
-
Новосибирск, 1992
-
ВАК 04.00.17
- История формирования газоносных толщ восточной части Вилюйской синеклизы и прилегающих районов Приверхоянского прогиба
- Тектоника и нефтегазоносность неопротерозоя и нижнего палеозоя востока Сибирской платформы
- Структуры и нефтегазоносность Вилюйской синеклизы и прилегающей части Предверхоянского краевого прогиба
- Закономерности строения и сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности отложений базальных комплексов осадочного чехла Восточно-Европейской и Сибирской платформ
- Эволюция рифей-венд-кембрийского осадочного бассейна юга Сибирской платформы и его нефтегазоносность
