Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Тектоно-геодинамические закономерности нефтегазоносности платформенных структур

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

Автореферат диссертации по теме "Тектоно-геодинамические закономерности нефтегазоносности платформенных структур"

РГ6 од

- 8 ОПТ 1996

Институт геологических наук Академия наук. Беларуси

УДК 553.38:551.24(477.24476.2)

МАКАРЕВИЧ ВЛАДИМИР НИКОЛАЕВИЧ

ТЕКТОНО-геОШШАМИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПЛАТФОРМЕННЫХ СТРУКТУР

Специальность 04.С0.17. - геология, поиски и рачведкя нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени доктора гесяого-мннералогических наук а виде научного доклада

Минск - 1996

Работа выполнена во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВШ1ГРИ).

Официальные оппоненты: член-корреспоняент Международной инженерией академии, доктор геолого-минералогических наук, профессор А.В.Кудельский

член-К-орресповдент Национальной академии туи Украниы, доктор геачого-минералогических наук, профессор П.Ф.Шпак

доктор геолого-минералогачгекнх наук, лауреат Государственной премии СССР В.В.Гри5к.ов

Оппонирующая оргашшшм - О&ьедннеиие "Комнаефть"

Защита диссертация состоится в " % "час-. на ¿зееданли специалшироааниого Совета Ц.01.22.02 по защите диссертаций на сонскание ученой степени лектора геолого-минерзлогических наук, я Институте геологических наук. АН Беларуси.

Адрес: 220600, г.Мннос, ул.Жодинсх.ая, 7 С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИГО АН Беларуси

Автореферат рамслан "24 'ОО/^Л^ЩЬи

Ученый секретарь специалишрованного совета по защите диссертаций

доктср геслого-мняаралогическ.нх наук Г.В.Зиновенко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ ТЕМЫ ДИССБРТА1ЩИ. с плгфрменными структурами (вместе с краевыми системами) связано 85-90% выявленных запасов углеводородов (УВ). Они отличаются большим разнообразием тектсно-геодинамических характеристик, которые определяют иафтидо-гглершшонный потенции, масштабы углеводородонакопления и основные количественные закономерности пространственно-временного распределения жидких и газообразных углеводородов.

На территории Восточно-Европейской платформы известны и хорошо изучены типичные сииеклизы (в большинстве случаев забегающие над авлакогенами) и нвлвхогены в различной степени затронутые инверсией, в пределах которых выделен широкий спектр подчиненных структур различной морфологии и генезиса.

Крупнейшие (надаорядковые) и крупные структуры принадлежат блокам земной коры (геоблокам), которые отличаются тектонической активностью в различные геологические эпохи, причем степень и характер их активности оказывает прямое влияние на строение, состав и толщину осадочной оболочки, характер и масштабы нефтегвзоносности.

Отмеченные положения нашли подтверждение при непосредственном изучении автором насгоышй работы на протяжении более 35 лет широко известных нефтегазоносных бассейнов Восточно-Европейской платформы (Балтийская синеклиза, Донецко-Принятскяй авлзкоген, Печорская плита).

Современный Этап геологоразведочных работ на нефть я газ характеризуется, с одной стороны, значительным дефицитом фонда традиционных ловушек в большинстве бассейнов суши, с другой стороны - освоением грсмаявых территорий арктического шельфа, в том числе и Еаренцевоморского, являющегося продолжением Тимано-Печорского бассейна и объектом Нашего изучения.

Однако оценку масштабов нефтегазоносное™ и раздельный ее прогвоз е пределах морских территорий вряд ли целесообразно проводить без учета выявленных закономерностей, в том чисЛе и полученных автором. Это же касается прогноза нефгегаэоносноста сложнопостроениых структур континентальных бассейнов.

ОВЯЧЬ РАКОТМ Г. КРУПНЫМИ НАУЧНЫМИ ПРОГРАММАМИ, ТЕМАМИ. Автор диссертации является ршработчиком целого ряда научных программ и тем, имеющих важное народнохозяйственное значение и нашедших отражение в диссертации. Среди них;

- Кшшчсстсмшая и геолото-экономическая оценка перспектив нефтсгазсносностп Тимано-Псчорской провннцн а Балтийской нефтеносной области, обоснование направлений гсолагортведачпых работ на нефть в пп до 2005 года (1933, 1995 гг.):

- Пефтегазопоискогые о&ьекты рифового тала Тиыано-Печорской нефтегазоносной провинция (1985);

- Geology and petroleum prospects of the offshore Baltic Syncclice. Oslo, 1991:

- Timan-Pechora. Geoiogical-geochcmical basin modelling. Houston, 1992.

TTRTTb И ЗАДАЧИ ИГГУГТРЛГУНАТТИЯ Цыц, работа - Еьиснение тектона-геодинамических закономерностей нефгегнзоносностн платформенных структур разного порядка на примере их тектонстшов (Еалтийсказ евнеклизв, Донецко-Припятский авлакоген, Печорская плита). Для реализации Этой цели решалась следующее задачи:

- о влиянии глубинных тектоно-геопинамических факторов иа геологическое строение и нефтегазоносность седиментационных платформенных бассейнов н входящих в их состав структур:

- тектоно-геодинамическая характеристика платформенных структур:

- разработка основ прогноза нефтегазоносное™ различного ранга платформенных структур (включая раздельный прогноз кефгегаэоноснссга);

- выявление закономерностей формирования н распространенна сложи од остр оешшх зов нефгегвзонакоплетм и ловушек (в первую очередь - рифового тепа):

- количественная опенка перспектив нефтсгнзон оси ости платформенных структур различного тектоно-гездагаамяческого типа.

НАУЧНАЯ ЦОВГОНА ПГ>ТТУЧКНТТЬТУ PRWn^TATQR, На примере тектоиоттов платформенных структур показана роль глубинных тсктоно-геодинамических факторов в формировании и пространственно-временном распределении жидких и газообразных углеводородов:

- проведена тсктоио-гео динамическая типизация платформенных структур как основа прогноза нх нефтегазоносности:

- разработана тсктоно-геодинодическая модель строения и формирования ловушек рифового

типа;

- на основании разработанной автором тектоно-геодинвмической модели плетформенных структур выполнен прогноз их иефгегазон оси ости (количественная оценка по Балтийской нефтеносной области в Тиыано-Печорской нефтегазоносной провинции);

- дан прогноз иефгегазон оснасти новых объектов поисков в пределах шельфа и других малоизученных районов.

ПРАКТИЧЕСКАЯ -ЗНАЧИМОСТЬ полученных РЕЗУЛЬТАТОВ и их РВАлталттая й ПРОМЬТТТТлкннОСт Основные положения яиссертационной работы и рекомендации автора были реализованы в производственных и научных организациях бывшего Советского Союза (Белоруссия, Прибалтика, республика Коми, Архангельская область), а также в период работы за рзбежом (Алжир, Бангладеш).

.Являясь одним из аеторов спсрЕыс опубликованной в начале 70-х годов тектоио-геодинамической модели Донедко-Припятсхого анлякогена, нашедшей воплощение в тектонической карте Белоруссии и сопредельных областей (1977), диссертант своими исследованиями внес заметный вклад в решение проблемы нсфтегазоносиост Припятской впадины. Исследования автора по Тимвно-Пьчорской нефтегазоносной провинции привели к созданию тектоно-геодянамической модели формирования органогенных построек и других сложнопостроенных лоеуцкк для нефти и газа и лети в основу конкретных рекомендаций по направлению гелагоразведочных работ на нефть и газ н разработке отельных месторождений.

Реализация рекомендаций автора способствовала открытию в последние годы месторождений нефти к Калининградской зоне нефтегаэонакояления (Балтийская нефтеносная область),* а выполненная под его руководством количественная оценка перспектив нефгегазанасностя Тимано-Печорской провинции легла в основу научного обоснования приоритетных направлений геологоразведочных работ (ордовикско-тпЕнсдевонсхнй, верхнефранско-турнейский карбонатные комплексы), приведших к открытии в 8D-90-X годах многочисленных месторождений нефта (Махаревич н др., 1986, 1993, 1994).

В 1985-1988 гг., возглавляя группу специалистов-геологов я республике Бангладеш, автор ЕЫДЕИнуя ряд новых иапрзгяений поисков яефга в Бенгальском бассейне, реализация которых привела к открытиям первых залежей нефта в считавшемся большинством зарубежных исследователей газоносном бассейне (Махаревич, 1986).

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ. Выполненные автором по заказу российских и зар}6ежвых фирм исследования в области нефтегазовой геологии Балтийской синеклизы и Тимзно-Печорской провинции (включая акватории) использовались и будут использоваться ВКЙГРН в дальнейшем как коммерческий продукт, обладающий значительной стоимостью.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ- 1. Основные характеристики платформенных нефтегазоносных бассейнов (стратиграфический, гипсометрический, фазово-геохимический диапазон нефтегазоносное-!*, прострвнстаетно-временное распределение ресурсов углеводородов) -есть производные гл)€инных тектоно-геодинамических факторов, определяющих в значительной степени седиментацию осадков, катагенез пород, термобарический режим недр.

2. Текгоно-геодянамнческий тип платформенного бассейна определяет нзфтидо-генерщионкый потетшат, масштабы углеводородова&опления а основные количественные закономерности пространственно-временного распределения жидких и газообразных УВ.

3. Степень тектонической активности геобдеков земной коры в различные геологические эпохи непосредственно влияет на строение платформенного осадочного чехла и его нефтегазояосностъ. Преобладающая часть ресурсов углеводородов сосредоочена в мобильных геоблоках и ил границах геоблоков различной геодинамической активности.

4. Тектоно-геодинамаческие закономерности, выявленные в процессе изучения платформенных структур - основа дня прогноза нефгсгазоносносги, позволившая выделить юны нефтегаэонакоплсшы в предал ах различного типа платформенных бассейнов как в континентальной их часто, так на экваториальном продолжении и обосновать рекомендации по направлениям поисково-разведочных работ на нефть и газ.

иичный ВКЛАД СОИСКАТЕЛЯ. Основные положения диссертации опубликованы в 15 работах без соавторов и в крупных исследованиях в составе коллективов, где нашли отражение разработанные автором различные аспект тектоники и нефгегаэоносности платформенных структур. Наибольшее внимание в работах соискателя уделено их тектоно-гео динамической характеристике, разработке основ прогноза нефтегазоносное™ различного ранга структур, выявлению закономерностей формирования и распространения сложи оиостр осиных ловушек нефти и газа, оценке нефтегазового потенциала структур Восточно-Европейской плиформы.

АГГРПР.АТТИЯ РК-ЗУТГЫАТОЦ ПИГГКРТАПИИ. Результат исследований вошли в доклады и выступления на 30 конференциях, совещаниях, школах. Среди них:

- конференция но итогам и направлениям нсфтепоисковых работ в Белоруссии (Гомель,

1567):

- V конференция геологов Прибалтика и Белоруссии (Вильнюс, 1968):

- Ш Всесоюзный симпозиум по изучению солянокуполышх регионов (Алма-Ата, 1969):

- 1-ое Белорусское тектоническое совещание (Гомель, 1972):

- УП-ое годичное совещание комиссии по тектонике Белоруссии и Прибалтики (Внлыпос,

1978):

- юбилейная сессия Ученого Совета ВННГРИ, посвященная 50-лспио основания института (Ленинград, 1979);

- республиканское совещание "Происхождение нефти и газа, их миграция и закономерности образования и размещения нефтяных и газовых залежей" (Львов, 1981):

- X и ХД Всероссийские конференции Теология и минерально-сырьевые ресурсы Европейского северо-востока России" (Сыктывкар, 1984, 1994):

- конференция Бангладеакксго геологического общества (Дакка, 1986):

- Международная конференция американской ассоциации геологов-нефтяников (Лондон,

1991):

- 29 Международный геологический конгресс (Киото, Япония, 1992);

- Международный семинар "Перспективы нефтегазодобычи аа северо-западе России, прогресс в научных исследованиях, геологоразведке я правовом регулировании работ" (С.Петербург, 1994);

- научно-практическая конференция "Блоковое, строение земной коры и нефтегазоносное«," (С.-Петербург, 1994):

- Международная конференция "Поиски, разведка и добыча нефта и газа в Тинано-Печорском бассейне и Баренцевом море" (С.-Петербург, 1994);

- Международная конференция "Сеасвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ (С.-Петербург, 1995);

- Международная конферешгая "Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов" (С.-Петербург, 1995).

ОПУГЛИКОВАЩ4Т1Г.1. FPWJlbTATOR. Основные положения научного доклада нашли отражение в около 100 публикациях (Доклады АН СССР и БССР, "Геология нефти и газа", "Нефтегазовая геология и геофизика", Бюллетень МОНП, сборники ВНИГРИ, ВНИГОН, ЕелНШТИ, УкрНИГРИ, ЛитНИГРИ, материалы рагтнчных совещаний, конференций, семинаров), гаслючающие 5 монографий.

Альбом "Нефгегазопоисковыс работы рифового типа Тимано-Печорской нефтегазоносной провпнцпи", выполненный под руководством автора, экспонировался иа ВДНХ СССР и награжден золотой медалью (Москва, 1985).

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Выявлению закономерностей формирования и распространения заяеясей нефта и газа на современном этапе изученности платформенных бассейнов, реальному прогнозу нефтегаэоносности различного ранга платформенных структур, включая количественную оценку перспектив нефгсгазоносносги, способствует создание аяжватаой тектоно-гсоданамической модели. Изучеяие таких различно постросяных и прошедших разные этапы эвсияэаяи седашентацвоныых бассейнов Восточно-Европейской платформы как Батшйсквя синеклиза, Донецко-Припятскнй авлакоген, Печорская плита показало, что на определенных стадиях эволюция тектоно-геодинамические факторы (при наличии положительных литолого-

геохимических) играют основную роль в создании нафгадо-генерадиовного и аккумуляционного потащи ала конкретных частей осадочной толши. Их проявление имеет специфические особенности в конкретных бассейнах, занимающих определенное место в эволюцноино-гснегаческом ряду последних. Он начинается Балтийской еннеклиэой, прошедшей Эволюцию начального кретонного атяпа, до сложных палеорифговых структур с несколькими циклами эволюции.

ГЛАВА 1. ТЕКТОНО-геОДЩШЛИЧЕСКНБ ЗАКОНОМЕРНОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БАЛТИЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ

1.1. Тектоническое положение. Расположена в западной перикратонкой части ВосточноЕвропейской платформы, входят в состав Балтийско-Приднестровской системы пернкратешшх опусканий, примыкающей с юго-засада к линии Тейссейра-Торнквисга (Гарецкий, Зиновенко, 1931). Последняя отделяет Эпикаладонскую и Эпигерцинскую (молояую) Среднеевропейскую плиту от древней Восточно-Европейской платформы. На северо-западе Балтийская синеклиза постепенно переходит в южный склон Балтийского щита, на востоке Латвийская седловина отделяет ее от Московской еннеюшзы, на юго-востоке она граничит с Белорусской антеклизой.

Синеклиза имеет форму асимметричного и вытянутого в северо-восточном направлении аллипса длиной 700 км и шириной ао 450 км. Глубина залегания фундамента в прибортовых частях окало 1000 м, в наиболее прогнутой юго-западной части - до 4-5 км и более. Рассматриваемый бассейн - типичная платформенная синеклиза с уклонами поверхности фундамента и осадочного чехла в первые метры (редко - на юго-восточном борту - до 15-20 м/км).

1.2. Земная кора. Глубинное строение земной коры слабо научено по данным грави- и магнитометрии, а на территории Польши, Скандинавии и Литвы - по материалам ГСЗ. На рассматриваемой территории установлена типично кратонная кора полного профиля, толщина которой, как правило, 40-42 км.

По геофизическим данным в осевой часта еннеклизы (Балтийское морс) намечается Центрально-Балтийский грабен, возможно, выполненный образованиями рифея-венда (ранний авлакоген).

Такого типа земная кора характерна для платформенных слабо выраженных в рельефе синеклиз (глубина фундамента от 1-2 км до 3-5 км в осевых частях) с элементом начальной фазы рифгогенеэа.

Волноводы в такого типа коре редки и невыразительны. Стабильные геоблокн, приуроченные к атому типу коры, по мнению Н.Й,Кунина, ЛЛЬНогансона (15*81), обладают

ограниченной способностью к эпейрогеяическим погружениям. Максимальная скорость осадконвкопяення здесь ие более 5-7 м/млн-яет. Расположенные в их пределах бассейны содержат ограниченные ресурсы нефта, редко raía.

13- ТТчитформгнный чехол, В составе артопяатформеняого чехла Балтийской сииеклизы выделено четыре структурных комплекса, каждый от которых ограничен региональными перерывами и структурными несогласиями и отражает определенный Этап тектоно-геодинамической эволюции: верхневсндско-кембрийский - байкальский, нихнекембрийско-внхве^Бонсшй - каледонский, нижяеяеЕонско-ннхнепермский - герцинский и верхнепермско-антропогеиовый - киммерийска-алыгайский (Сувейздис, 1979). Комплексом-доминантам (по мощноста и площади распространения), сформировавшимся на этапе наболев интенсивного погружения я осадконакопления, является хаяедонехнй (Махаревич и др., 1980). Скорость осэдконахоплеяия в период его формирования была в 1,5-2 рта выше, чем других комплексов. Комплекс-дсминапт (более 50% мощности осадочного чехла) повсеместно распространен в Е алтайской евнеклиэе. Его мощность на преобладающей части последней от 500-600 м до 3 км. Характерно отсутствие заметных угловых и азимутальных несогласий внутри комплекса, что свидетельствует об отсутствии существенных перестроек структурного плана в каледонский цикл тасгогенма. В его составе выделены следующие формации; серопветная террнгеино-КЕарцевяя нижне-среднехембрийская, тсррнгенно-кЕ£боввтная глауконитовая нижнего и карбонатная верхнего ордовика, мергельно-глинпстая грапталитоаая силура, гсшниста-карбонагная и биогенно-карбонатная верхнего силура и пестроцветная песчвно-глпнистая нижнего девона (Сувейздис,1979; Макаревич и др., 1980; Зиновенхо, 1981). Латеральная изменчивость указанных формаций связана с углублением бассейна в западном направлении (в сторону юго-западной границы ВосточноЕвропейской платформы). Так, трансгрессивная терригенно-КЕврцевая формация нижнего-среднего кембрия, по мере углубления палеобассейна сменяется ганнисто-песчаной и песчвно-гяинистой.

ИнунЕацношше формации ордовика и силура в гяубохопогруженной зоне палеобассейна, примыкающей к линии Тейссейра-Торнквиста, представлены: ордовикская - черными граптолитовыми сланцами сравнительно небольшой мощности (некомпенсированное осадеонакопленне), силурийская - темноцветными ппшзми и аргиллитами, граптолитовыми сланцами (Зииовенко, 1989). В восточном направлении указанные породы переходят сначала в глянвего-карбонагаые, карбонатные, а на восточном борту синеклизы - биогенно-кярбонатные. Отметим, что общая мощность каледонского комплекса характеризуется прямой зависимостью от глубины залегания фундамента. Комплекс образует полный эволюционный ряд, состоящий из начально-трансгрессивной, икундалионной н регрессивной формаций.

С позиций разрабатываемой в последние годы секвенсстратитрафни (Бслонин, Лукин, Макарсвнч, 1995) формапнонный ряд каледонского комплекса, ограниченный сверху и снизу региональными поверхности«! несогласий, представляет собой парасеквеншпо, состоящую из трансгрессивного, высакостоящего и регрессивного системных трактов. При этом превалируют трансгрессивные и высокостоящие тракты. К последним, формирование которых происходило в атзп гсодинамического растяжения - прогибания, приурочены в Балтийской синежлизе, ках и в других структурах растяжения, черносланцевые толщи (ордовик, силур), наиболее обогащенные рассеянным органическим веществом. Трансгрессивные тракты в платформенных синеклнзвх содержат основные коллехторские толщи (среднекембрнйские песчаники Балтийской еннеялизы).

Таким образом, анализ формаций, дополненный секвенсор а-гиграфячссыш, позволяет установить формадионные предпосылки нефгсгазоносиостя, обусловленные гсодкнамическим фактором.

М- Тектоническое районирование. Тектоническое районирование материковой части Балтийской синекдизы (Сувейздис, 1979; Макаревич и др., 1980, 1983) выполнено с использованием методических разработок белорусских геологов (Гарецкий, Дйзберг и др., 1973; Гарецкий, Айзберг и др., 1977).

Принцип составления региональных тектонических карт платформенных районов основан на изображении соотношения структурных подразделений чехла с выделением доминирующего по мощности комплекса. Районирование проводится по Этому комплексу-домин анту, сформировавшемуся в главный тектоно-геощшамичееккй 5тап становления структуры платформенного бассейна, когда интенсивность погружения была максимальной для последнего.

Структура рассматриваемой территории охарактеризована по поверхности фундамента в поверхности карбоыатоз ордовика (опорный сейсмический горизонт), гсодинамическая характеристика главного Этапа формирования структурного плана Балтийской синехлизы - в вктахятах отложений доминирующего (на большей части территории - каледонского) структурного комплекса.

В пределах материковой части Балтийской синеклнзы по поверхности фундамента и отложениям каледонского структурного комплекса выделены следующие крупные (1-го порядка) тектонические элементы;

1. Куршскяя впадина:

2. Тельшайско-Приехульскяя структурная зона;

3. Бурземсхая структурная зова:

4. Восточный борт синеклизы.

Наибольшей тектонической активностью, выражающейся в иитсисивностн погружения, характеризуется Куршская впадина, с которой связано 80% ресурсов нефти материковой часта синеклиэы (Макаревич я др., 1580). Эта впадина занимает южную часта спнсклвгаы, на севере ограничена Тельшайским региональным разломом субширотного простирания, на западе -продолжается в акватории Балтийского моря, яа юге - ограничена Мазуреко-Бслорусской аятеклнзой (на территории Польши). Поверхность фундамента палого погружается с востока на запад - до 3000 м иа крайнем юго-западе. На территории впадины распространены все выделяемые структурные комплексы, кроме байкальского. На преобладающей части территории впадины доминирующим является каледонский комплекс, мощность которого увеличивается с востока на зшад от 300 м до 2 км в акваториальиой части. По поверхности фундамента и отложтаним каледонского комплекса в составе Куршскэй впадины выделены средние структуры - выступы, депрессии, прогибы. Зоны сочленения выступов и пепрессий часто выражены в виде системы разрывных нарушений, к которым приурочены зоны поднятий - основные объекты поисковых работ иа нефть.

Региональные разломы - крупные и средние по протяженности (первые сотая и десятки километров). Их амплитуда - от первых десятков метров до 300-450 м (Лнытайско-Салдуссквя зона разломов).

Локальные (оперяющие) разломы, осложняющие подавляющее число локальных структур, характеризуются, как правило, амплитудой в первые десятки метров. Разломы пересекают отложения байкальского и каледонского комплексов, затухая в герпииском. Вдоль протяженных зон разломов субширотного и субмерияионального простираний выделены зоны приразломяых поднятий, приуроченные, как правило, к приподнятым крыльям разломов.

Наиболее известными и чегео выраженными в каледонском комплексе являются субширотные Катаниградскяя, Тельшвйская, Гаевская и субмерндиональиые Гаргждайская, Красноборская и другие зоны поднятий, с которыми связаны практически все промышленные запасы нефти материковой часта синеклизы и прилегающей акватории. Это наиболее мобильные структуры осадочного чехла, сформировавшиеся в главный этап структурообргаования в Балтийской синеклизе - каледонский.

Локальные структуры представляют собой пряразломные поднятия, осложненные с)6швротаьши, субмеридионалышми разрывными нарушениями, .либо их пересечением. Амплитуда поднятий не превышает, как правило, 100 м. Структуры амплитудой 50-100 м установлены в наиболее мобильных зонах поднятий субширстаого простирания (Калининградская, Тельшвйская) и с ними связано более 80% промышленных запасов нефти

материковой части Балтийской сннеклнзы. Нефтеносны также и структуры амплитудой 20-50 м, установленные как в субширотаых, так в субмеридновальных зонах поднятий.

Размеры локальных структур небольшие - 2-15x1-4,5 км, амплитуда 15-100 м. Продуктивны локальные структуры, заложенные и сформировавшиеся в каледонский цикл тектзгенеза (енлур-ранннй девон).

В связи с проведением работ в вмэториальной части Балтийской еннеклизы впервые выполнено тектоническое и нефгегязогеологачеекое районирование всей территории синсклнзы в масштабе 1 ; 1 000 000 (Григоренко, Макаревич и др., 1990). Здесь выделены крупные структурные адемея-ш; бортовые моноклинали, центральная (Польско-Литовская) мегншадина, разделяющие и окаймляющие их приподнятые блоки - на западе (акватория) Гартна-Готланд, на северо-востоке - Ляепайско-Сшщусекнй. Наряду с мобильными структурами Куршской впадины и Тельшайского выступа, входящих в состав Польско-Литовской впадины, приподнятая мобильная субмерндаояальнаа зона Гартна-Готланд является одной из наиболее перспективных в отношении нефтегазоносвоста крупных структур Балтийской синеклизы. Выполненные построения по опорному отражающему горизонту - поверхности ордовикских карбонатных отложений позволила проследить продолжение основных зон поднятий, являющихся зонами нефгсгазонакопяения, в акватории (Калининградская, Гаевская, Телыпайская субширотные зоны). Кроме того, в вкваториаяьной часта удалось выделить несколько новых зон поднятий субмеридионального простирания - Лебская (в пределах Гартн а-Готланд), Приосевая (Курщская впадина), а также субширотные зоны поднятий. Первые две приурочены к региональным разломам субмерндноиального пространна амплитудой 100-400 м.

1.5. Нефтегаэоносностъ. В платформенном чехле Балтийской синсклнзы, на территория которой в соответствии с нефтегаэогеолотаческям районированием выделена одноименная нефтегазоносная область, каледонский (нижнекембрийско-нижнепевонский) структурный комплекс отвечает нефтегазоносному мегакамплексу. Этот доминирующий ао мощности и площадному распространению мегакомплекс по литалогическим особенностям, характеру коллекторов, покрышек разделяется яа 3 нефтегазоносных комплекса: кембрийский террягенный, ордовикский и силурийский карбсиаггныс.

Практически все промышленные запасы и около 00% начальных ресурсов УВ связаны с песчаниками среднего кембрия на территории Еуршского, Тсдьшайского, Калининградского и Гартна-Готаанда нефтеносных районов (последний - нефтегазоносный).

1.5.1. Гглг^нрую||тиг тптц!^. Генерирующие отложения Балтийской синеклизы установлены в разрезе кембрия, ордовика и силура (Кадунене, 1981).

В кембрийских отложениях (преимущественно среднекембрнйских) прослои аргиллитов содержат Сч;,г 0,07-3,42*!» (средаес - 0,53%) класса сапропслитов, Количество прослоев темноцветных аргиллитов, обогащенных рассеянным органическим веществом (РОВ), увеличивается по мере погружения порол каледонского комплекса в западном направлении, в экваториальной части, а общая мощность их достигает 100 м и более.

В ордовикском разрезе темноцветные аргиллиты среднего и верхнего ордоЕика содержат Спсг 0,8-12,9% (среднее 3,9%), а их суммарная мощность пе превышает 10 м. РОВ Этих пород, по данным Г.М.Пврпаровой, относится к классу сапропьтигов.

В силурийское время происходило наиболее интенсивное погружение Балтийской синеклшы, совпадающее с фазой растяжения земной коры. Как и в других платформенных бассейнах, формирование значительных по объему материнских толщ приурочено к фазам растяжения и обусловлено лнтодннамическими факторами, проявившимся в силурийский период в Балтийской синеклизе. Силурийские темноцветные глины и мергели, мощность которых в погруженных частях синекяизы достигает многих сотен метров, содержат Сч^ от 1% до 16% (в среднем - в лландоверийских отложениях - 1,58%, венлокских - 1,24%, луяяоЕских - 0,76%). Захороненная здесь органика представлена, наряду с остатками водорослей, остатками гр ал тол и то в. Органическое вещество отнесено Г.М.Пярп лророй к классам сапропелнтов и оксисорбосапропелнтов (низкоконпентрированное ОВ, сильно окисленное в диагенезе).

Степень катагенеза РОЕ рассматриваемого мегакомплеюса, по данным хнмнко-петротрзфнческих исследований, изменяется на суше от протокатагенеза до начала среднего мезокатзгеаеза (МКг), основная часть отложений содержит незрелое ОВ.

В экваториальной часта синекяизы уровень катагенеза ОВ нижиелалсозойских отложений впалие отвечает главной зоне нефгеобрязования (ГЭН). Начало последней, по дзнным хнмико-битуминологических исследований, для кембрийских отложений фиксируется на глубине 19502050 м, ордовикских - 1850 м н силурийских - 1750 м (Кадунене и др., 1985). Исследование нефгей из различных горизонтов нижнего палеозоя показало, что нефти кембрия, ордовика и силура характеризуются единым структурно-групповым составом (Гурко, 1976). Они имеют также близкие значения коэффициента метаморфизма и С7, что свидетельствует об их генетическом родстве и позволяет связывать их генезис с сапропелевым ОВ высокой степени катагенетической преобразованное™. В то же время следует подчеркнуть, что реализация генерационного потенциала материнских толщ в бассейне зависит от соотношения очагов генерации и аккумуляции УВ, соответсттии во времени и пространстве ГФН и ГЗН и природных резервуаров, условий миграции УВ.

В каледонском мегвкомплексе лишь кембрийские отложения отличаются относительно благоприятным сочетанием отмеченных факторов. Мигрировать УВ из материнских толщ кембрия в резервуары в этих же отложениях могли из обширной нефтесборной площади, расположенной в акватории Балтийского моря, а также в пределах погруженных блоков Кургоской впадины, примыкающих к мобильным приподнятым геоблокам.

В отложениях ордовикского н силурийского комплексов соотношение очагов генерации и аккумуляции было неблагоприятным для нсфгенакоолення. Как в ордовикской, так и в мошной силурийский толще отсутствуют проводящие слои коллекторов, по которым могли мигрировать УВ из главной зоны нефтсобразования в зону нефгснакопления за ее пределами, расположенную в восточной прибортовой часта синеклизы. Все указанное предопределило сравнительно ограниченные ресурсы УВ Балтийской нефтегазоносной области.

среднего кембрия, представленные пластами кварцевых песчаников мощностью 3-20 м, чередующихся с глинисто-алевритовыми породами. Выделено три зоны коллекторов (Лашксжа, 1У7У). Зона поровых коллекторов занимает большую часть суши, в акватории - Лиепайско-Садуескую зону, Курземскую моноклиналь, Центрально-Балтийскую ступень и большую часть горстообратного поднятия Гартна-Готланда. Здесь пласты-коллекторы залегают на сравнительно небольших глубинах (не более 2300-2400 м). Открытая пористость их 18-25% (в среднем - 1020%), а кварцев анис развито слабо, содержание регенерааионно-квзрцевого цемента не превышает 5-6%.

Вторая зона расположена в западной материковой части синеклизы, занимает значительную территорию экваториальной части (Куршская впадина, Клзйпедсхий прогиб и др.), где пласты-коллекторы погружены на глубину около 2500-2700 м. Здесь развиты порово-трегцинные коллекторы с пористостью 4-10% и проницаемостью от первых единиц до первых сотен мкллидарсн. Содержание регенерационного цемента - до 15%, карбонатного -10-15%.

Зона развития трещигшо-поровых коллекторов, гае породы погружены на глубину более 2500-2700 м, занимает юго-западную часть Куршской впадины, Северо-Гданьскяй прогиб и др. Пористость коллекторов в тшй зове 0,6-14% (средняя 4-6%), газопроницаемость от далей миялидарси до 100 мд и более (в трещинных разностях).

Таким образом, основной резервуар Балтийской синеклизы - срсдвекембрийский, формировавшийся иа начальной стадии развития синеклизы, характеризуется сложной картавой распределения коллекторов, зависящей от техтоно-геодиивмических особенностей развития се структур. Те из них, которые характеризуются значительным погружением каледонского комплекса (современные и палсогаубгшы), лишены коллекторе* удовлетворительного качества

Промыгплеино нефтегазоносными являются в основном резервуары

(Гданьская Епадина и др.). В то же время тектонически активные геоблоки с умеренными глубинами содержат коллекторы высокого качества (Калининградский, Телыиайский и др.).

Региональные покрышки известны как. в составе каледонского мегакомплекса (карбонатно-глпнистая нижнего-среднего ордовика, силурийская глинистая толщи), так и гернинского (нзровская глинисто-мергелистая талша). Первая из них является покрьоихой основного продуктивного горизонта - среднекембрийского, сс мощность 50-220 м. В восточной части синехлизы повышается доля карбонатов в ордовикском разрезе, ухудшающих ее качество.

L5.3. Ловушки,_зоны иефгегазонакпплсшя,_месторождения. Логушкн кембрийских

отложений, в которых открыты промышленные залежи нефти - антиклинального типа с тектоническим экранированием. Наиболее крупные п Еысокоамплитудные нз них, приуроченные к Калининградскому, Красноборскому и Телыаайскому региональным разломам, экранируются этими разломами (Красноборское, Северо-Красноборское, Генчайское н др. месторождения). Гарпклайским су€меридиональным разломам экранируются ловушки Гзргжданской зоны поднятий.

Вторая группа ловушек осложнена примерно равными по амплитуде разломами и сводовая их часть приурочена к пересечению разломов субширотного и субмерщшонального (Заладно-Красноборское, Славянское, Малнновское н др.).

Третья группа - зто локальные поднятия, приуроченные к серии пересекающихся субпараллельных разрывных нарушений (Ушаковское, Ееселсвскос, Ладутшшнское в др.). По размерам локальные поднятия в большинстве своем относятся к мелким и небольшим (по 10 км ). По амплитуде разделяются на малоамплнтудные 25 м), небольшой змплитуаы (25-50 м), среднеачшгитудные (50-75 м) и высскоамплитудные (75-100 м). Около SOIa поднятий относятся к первым двум категориям (Макаревич и др., 1980).

Почти все известные кембрийские ловушки начали формироваться и в значительней степени обрели современную морфологию в склуре-рэннем девоне, т.е. в заключительную стадию каледонского тектогенеза (Сакалаускае и др., 1978). В последующем, в герцинский цикл тектогенеза амплитуда многих из них уменьшилась. Формирование заяеяхй нефти первой генерации приурочено к концу каледонского цикла тектогенеза, когда существовали ловушки, и генерирующие толщи в погруженных частях синеклизы достигли необходимой зрелости.

В дальнейшем, в гериинсклй цикл тектогенеза, когда генерирующие толщи были погружены на глубины, к которым приурочена ГЗН, происходила основная фаза формирования углеводородных скоплений (Сакалаускас и др., 1979). Для более позднего времени характерно переформирование залежей нефти, уменьшение в ряде случаев объема ловушек, о чем свидетельствуют дрегние ВПК, установленные Р.С.Сахибгареевым и др. ниже современных.

1<1

В Балтийской нефтеносной области открыто более 40 месторождений, из ннх 3 -газоконяенсатвых (в польском секторе Балтийского моря). На акватории известно всего 10 месторождений. Все месторождения приурочены к каледонскому комплексу, главным образом, к песчаникам среднего кембрия. Залежи сводовые, пластовые и масснвно-ачастовые, тектонически и иногда литологически Экранированные (Макарович и др., 1979, 1980). Месторождения -небольшие, извлекаемые запасы их - от пергых десятков тысяч тонн до 10 клн.т. Наиболее крупные из них - в Калининградской зоне нефтенакогслениз.

Характерно, что практически есс среднекембрийскяе месторождения концентрируются вдоль региональных разломов субширотного и субмерндионального иростнрзния, образуя зоны нефтенакопления, наиболее крупные по величине запасов из них - Калининградская, Гаргждайская, Телыпайскаа, Гартна-Готланд. К ним приурочены наиболее крупные нефтяные месторождения (Красиоборскос, Ушаковское, Генчайское, Вилькичайское и др.).

Главной зоной нефтенакоплениа Балтийской нефтеносной области является Калининградская (Калининградсг.о-Гусевская). Здесь вдоль регионального разлома с системой кулисообраэных сбросов концентрируются приразяомные брахиактикяинали; все разбуренные структуры - от Веселовской на западе до Красноборской на востоке на прстяжегаш 80 км продуктивны по отложениям среднего кембрия. Территория между Весьловским и Исаковским месторождениями в 5той зоне (около 30 км, район г.Калининграда) оказалась до последнего времени не изученной. Еик в начале 80-х годов автором доклада сделан прогноз о наличии 3-х месторождений и даны рекомендации на проведение яссь детальной сейсморазведки MOIT и бурения. В настоящее время поисково-разведочные работы проведены в районе (.Калининграда и уже открыто 3 структуры, введенные в бурение, и первыми же скважинами открыто 3 нефтяных месторождения - Южно-Олимпийское, Алешкинское и Западно-Ушаковское (АО "Катининградалорнефтегаз", главный геолог - А.АЛ1ещерский).

Особое место в состаге отложений каледонского мегахомплекса заиимшот ловушки рифового типа, приуроченные к наиболее раннему этапу карбонатонахоплення на ВосточноЕвропейской платформе - ордовикско-силурийскому (Лапинскас, 1987).

Большинство исследователей (Грачевский, Лапинскас и яр.) в восточной прнбортовой части Балтийской сииеклизы выделили несколько полос развития силурийских органогенных построек, отождествляемых с барьерными рифами. Нями на основании детального изучения данных бурения и геофизических материалов, проведенного в 1978-80 п-., установлено, что органогенные постройки верхнего силура нельзя рассматривать Е качестве барьерных рифов (Макгревич и íqi., 1980). Они формировались на широком и пологом мелководном шельфе еосточного борта Балтийской сииеклизы в условиях слабо выраженной тектонической

активности. Это преим}тцестрекно органогенно-обломочные породы лудтовского и яаунтонекого spycoB верхнего силура мощностью от 180 м до 500 м, вскрытые на глубинах 500-1350 м. Указанные образования занимают в восточной бортовой части Балтийской синеклизы значительную территорию шириной 50-60 км и протягиваются в субмеридионадьном направлении на расстояние более 200 км.

Карбонзтныс породы рерхнегг силура в большинстве случаев являются продуктами разрушения небольших органогенных построек, которые формировались на отдельных незначительных по амплитуде локальных поднятиях. Последние гь!раэ:ены е современной структуре силурийских и подстилающих образований в виде структурных носов. Из-за слабой шфференцированностн тектонических движений не было благоприятных условий для образования Екеокеамплитуянкх органогенных построек. К тему я:е в условиях мелководья колебательные тектонические движения даже небольшой амапитуяы приводили к неоднократному выхоау на повьрхность рассматриваемых пород и частичному либо полному разрушению построек. В результзте на восточном борту синеглпзы образовалась широкая полоса карбонатных отложений, представленных иа отдельных участках ерганогенно-обломочными породами с улучшенными коллекторскимн свойствами (Суткайская, Шау«нская, Кудпркская, Лапгиряйскаг площади), содержащими небольшие (непромышленные) залежи нефти.

Изучение РОВ и битумсидов карбонатных отложений силура показало, что нефть в них вторична и могла попасть в коллектор и счет латеральной и ступенчзто-восхеяяшей миграция. Наиболее обогащенные ОВ черные мергели и глины силура не могли быть источником нефти, так как находятся на начальной стадии метаморфизма, обладают низкими концентрациями сиигеиетичных бптумсидое и УВ.

Изучение индивидуального состава иефтей ч РОВ показало значительно белее высокую степень преобразованное™ нефгей по сравнению с РОВ: коэффициент метаморфизма для нефгей - 0,54, для ннзкеккпяших УВ - 0,4 (Гурко, 1976), чти подтверждает точку зрения о миграции нефга in нижележащих отложений погруженных участков спнеклизы.

ДЖ-Хкроккгдаь;__fsikr, Нз основании ешысяия

тсктоно-геодинамическнх закономерностей распределения т'апелен нефти в осадочном чехле Балтийской синеклизы автором доклада, начиная с 80-х голов (по настоящее время), проводилась количественная опенка перспектив нефтсгазоносиости Балтийской синеклизы (Mas-aptEin и др., 1980, 1У84, 1994). Она показал?., что последняя принадлежит к числу платформенных бассейнов с ограниченными ресурсами нефти.

На значительной территории материковой части бассейна (б5тыс.км') суммарные начальные ресурсы УВ (извлекаемые) составляют около IX' млн.т (половина - в Калининградской области).

нз них разведано охало 36 млн.т, в том числе накопленная добыча - около 23 млн.т. 70% начальных ресурсов нсфш - е отложеннкх среднего ке-морив.

Наибольшей удельной плотностью суммарных ресурсов № отличается Куршский нефтеносный район, а в его составе - зоны нефтсиакопления: Калининградская, Гаргждайская, Гаевская, Ссверо-Красноборская (10-20тыс.г.у.т./км2,). Указанные зоны приразломных поднятий, наряду с Тельшайской, следует рассматривать как первоочередные объекты для дальнейших работ на нефть. Опыт проведения сейсморазведки ЗД и бурения по ее результатам в Калининградской зоне нефгегазонакопления показывает-, что в таких зонах имеются небольшие структуры с хорошими средаекембрийскими резервуарами, насыщенные легкой нефтью. Небольшие глубины залегания, хорошие коллекторы, наличие развитой инфраструктуры, разработка в естественном режиме, как показали наши расчеты, делают освоение таких небольших месторождений рентабельным.

Начальные ресурсы нефти (извлекаемые) акватории Балтийского моря (в границах бывшего СССР; около 120 млн.т, из них в пределах Куршскогс нефтеносного района - 70% ресурсов, сосредоточены они в основном в отложениях среднего кембрия (91%). Прогнозируется открытие мелких месторождений с извлекаемыми запасами, как правило, не более 10 млн.т. Объекты дальнейших работ - продолжение зон нефгегазонакопления, протягивающихся от материковой части Балтийской синеклизы.

Приведенная характеристика Балтийской нефтеносной области позволяет аргументировать иа примере крупнейшей структуры Восточно-Европейской платформы все положения, защищаемые в настоящем докладе.

1. Балтийская синекяиэа, претерпевшая кратонный этап эволюции (стадия синеклизы), обладает ограниченными возможностями к погружению и, следовательно, сравнительно небольшим объемом платформенного чехла. В состаЕе последнего лишь каледонский комплекс-доминант, формировавшийся в наиболее активный этап эволюции, когда скорость осаяконаъопления была в 1,5-2 раза выше, чем при формировании других комплексов, обладает благоприятным сочетанием во времени н пространстве генерирующих в аккумулирующих толщ в ограниченной по мощности кембрийской трансгрессивной части разреза. Широко известные во многих платформенных структурах черносланцевые генерирующие толщи, формировавшиеся в период геодинамического растяжения, присутствуют в каледонском комплексе Балтийской синеклизы, главным образом, в отложениях ордовика и в большей степени силура. Однако сравнительно небольшие глубины их погружения и неблагоприятное сочетание очагов генерации н аккумуляции не позволили реализовать их генерационный потеяциат на большей части Балтийской синеклизы.

Промышленные скопления, главным образом, жидких УВ в узком стратиграфическом диапазоне (в осноеном, отложения нижнего кембрия) и на глубинах менее 3 км предопределены в первую очередь влиянием тектонс-геодннамических факторов.

2. Балтийская синежлиза - платформенный бассейн, прошедший начальный этап эволюции, характеризуется кратонным типом земной коры и слабо выраженным мантийным диапиризмом. Такай тип платформенного бассейна отличается сравнительно невысоким нафтидо-гснерационным потенциалом, ограниченными масштабами углеводородоиакопления и резким преобладанием жидких УВ. Газовые скоаления приурочены к ограниченной территории глубокого погружения в юго-западной (экваториальной) части синеклизы.

3. Установлено крайне неравномерное распределение углеводородных скоплений не только по разрезу, но и по площади. Почти все промышленные залежи нефти концентрируются в зонах максимальной тектоно-геодинзмпческой активности (зоны нефгенакопления), которые контролируются региональными разломами субширотного и субмерндионального простирания. В таких зенах поднятий как на суше, так и в акватории прогнозируются основные ресурсы УВ.

4. Выявленные в процессе изучения Балтийского бассейна техтоно-геодинамические закономерности нефгегаэоносносга позволили выполнить тектоническое и нефтегазогеологическос районирование всей территории (включая акваторию). На основе этого проводилась количественная и геолого-экономвческая оценка ресурсов УВ, выдавались рекомендации по направлениям геологоразведочных работ на нефть, реализация которых способствовала промышленным открытиям в выделенных зонах нефгенакопления.

ГЛАВА 2. ТЕКТОНО-ГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДОНЕДКО-ПРИПЯТСКОГО АВЛАКОГБНА

Тектоническое положение. Донецко-Припятский авлакоген входит в состав крупнейшего Сармвтско-Турзнского линеамента, протягивающегося на 4 тыс.км от отрогов Гиссарского хребта на востоке до Подлясско-Ерестской впаияны на западе (Айзберг, Гарецкнй, Синичка, 1971). Является тежтонотипом поздних (палеозойских) авлакогенов - погребенных линейно ориентированных платформенных структур, контролируемых системой глубинных разломов планетарного типа, протягивается в северо-западном направлении на 1000 км, при ширине 75-120 км, площадью более 100 тыс.км2, максимальной глубине погружения фундамента 16-18 км (Макаревич, 1971, 1972, 1976, 1985). Ограничен бортоЕыми глубинными разломами амплитудой от первых сотен метров до нескольких километров, отделяясь от Украинского щита и Воронежской антсклиэы.

Он является единой надпорядковой структурой, к которой приурочена Довецко-Припятская нефтегазоносная провинция (Макаревич, 1963, 1967). В то же время последняя дифференцируете« на несколько нефтегазоносных областей (бассейнов), которые отличаются особенностями своего развития, лсктоно-гсо динамическими характеристиками, стратиграфическим диапазоном нефгегазоносности, фазово-гсохимическим разнообразием нафтдных скоплений. Выделяются Припятский и Деснянскпй нефтеносные, Днепровский нефтегазоносный п Донецкий газоносный бассейны (Лукин, Шпак, 1994).

Земияз кора. Рассматриваемая структура изучена профилями ГСЗ по всей территории. Последние исследования белорусских геологов (Айэберг, Гарецкий, Клушин, 1988, 1990) доказали, что, как и в других структурах рифтового типа, земная кора в Прилятской впадине утонена: поверхность M воздымается от Украинского щита к цеьтру палеорифта от 45-48 км до 34-36 км, погружаясь затем к северу до 36-38 км и до ДО км на Северо-Припятском плече. Показана также приоритетная роль мантийного гшапирнзма в формировании листрических разломов мантийного заложения, минимальная мощность коромантнйной смеси совпадает с прносевым максимальным подъемом раздела М, что связано с максимальным растяжением и переработкой литосферы.

В Днепровской части авлакогена наблюдается максимальный для него подъем раздела M - до 30-35км, повышенная раздробленность астаносфсрного блока (Чекунов н др., 1975, 1983, 1995). Днепровский бассейн расположен над геодинамически и геотермически наиболее активной частью мантийного диапира.

В Донецкой части авлакогена (Донбасс) глубинное строение земной коры существенно иное, нежели на остальной его территории. Здесь отмечена минимальная толщина коромантийного слоя (4-5 км), максимальная - базальтового (10-25 км) н отсутствие гранитного слоя (Лукин, Шпак, 1993). Общая толщина земной коры достигает 45-50 км (осадочный чехол, промежуточный комплекс и нижезалегающие слои земной коры), наблюдается резкое увеличение глубины залегания поверхности М, что сеязвно с нзосташческой компенсацией и обусловлено весом 20-километровой осадочной толщи карбона повышенной плотности (Красовский, 1989).

Земная кора Донецка-Прншпского авлакогена - деструктивная, с существенно сокращенной толщиной консолидированной земной коры, большими глубинами залегания поверхности фундамента (8-10 км и более), антирельефом поверхности M и поверхности фундамента (Макаревич, 1980). К такому типу коры приурочены на в£евних платформах высокоперспективные эемлн (Бунин и др., 1931).

2.3. Платформенный ЧСХОЛ. В пределах Донецко-Припятского авлакогена в составе чехла Еыдеяены формации кетаплэтформенного (по Хераскову) или дошгатные (по Айзбергу, 1978) и ортоолатформеииого классов (плитные).

Первые И1 них известны в крайней северо-западной части авлакогена, где субширотный Доиецко-Припятский поздний авлакогеи был наложен на ранпий (рпфейский) Еолыиско-Оршанский амакогея субмеридионального простирания. Представлены Эта прерывистые по площади формации рифея преимущественно терригенными красиоцветиыми породами, их мощность достигает 300-400 м, накопление происходило в грабенах.

Шитные формации накапливались в зрелые этапы платформенного развития и для них характерно присутствие всех основных типов.

Донецко-Припятский авлзкоген наложен на штату древней платформы н в основании разреза ортоплэтформенного чехла залегают характерные платформенные (синехтиэные) формации: базальная сульфатно-карбонзтно-тсрригеияая витебско-наровская (лагунио-морская), терригенная пестроцвстная старооскольскзя и л энская, морская карбонэтазя янжиефраиская. Это формации ранней синеклизы, известные далеко эа пределами зЕЯзкогена, сравнительно небольшой мощности (около 200 м). Выше залегают формации, сформировавшиеся в стадию авлакогена (рифтового грабена).

Отметим, что заложение авлакогена произошло со смешением во Еремени: е юго-восточной (Донецкой) часта - в живетский век, затем авлакоген последовательно наращивался в северозападном направлении, что фиксируется синхронным смещением по оси авлакогена очагов вулканизма (вулканиты характеризуются омоложением - от поэдаеживетско-раннефранских в юго-еостсчной часта до позднефранских п фзменских на северо-западе).

Формации стадии рифтового грзбеиа отличаются специфическими особенностями. В основании залегает базаяьназ терригенно-карбонятная позднефранская (речицкая) формация, в составе которой известны вулканогенные породы. Ее толшнна от первых десятков до 300-400 м в Днепровской части авлакогена. Именно эта формация знаменует ранний этап стадии рифтового грабена - заложение Припятской часта авлакогена в поздяефранское время, о чем свидетельствует, помимо присутствия вулканитов, перепад мощностей по разломам, зафиксированный, начиная с речицкого времени (Макаревич, Конкщев, 1976).

Выше затегает карбонатная позднефраиская (Еорояежско-ееланоЕская) формация мощностью 300 м и более. Сопряженной по времени в зоне сочленения Припятской и ДнелроЕСко-Донецкой впадины (Лоевская седловина) и в ДДВ является вулквногенная-щелочно-ультраосисвная-щелочно-бимьтондная формация (Махнач, Корзуя и др., 1977). Вышележащие верхнедевонские формации характерны для наиболее тектонически активной зрелой стадии

развития рифгового грабена. В эту стадию в условиях рифтогенеэа сформировались франская и фам.снсмя гаяогенаые формации мощностью от первых сотен метров до более 3 км кюкдаз, сопряженные с ними вулканогенные формации зоны сочленения Припятекой и Днепровскс-Донеикой впадин, межсолевая эадонско-слснкая карбонатная мощностью во 8СО-ЮОС м и более. Состав и строение последней подчинены тектоно-геодииамическим условиям ссаяконэкэплениз, предопределившими формирование рифогенней и чернослаяцевой глубоководной доманикового типа формаций.

Поздний (заключительный) йтал развития рлфтового грабена (в Припятском бассейне -конец позднего деЕоиа-каменнаугольный период, в Днепровском бассейне - поздний визе-рзнняя Пермь) характеризуется накоплением карбонатно-сланцевой верхнего фамена мощностью до 1000 м и терригенна-утленасных н терркгскко-карбокатяых формаций карбона. На протяжении каменноугольного периода (вплоть до ранней перми) в Днепровско-Донецкой впадине продолжается активное погружение с накоплением многокилометровых осадочных толщ.

Залегающие над ними мезсзойско-кайнозойскне отложения - типичные формзции поздней кратонной синеклизы, сформировавшейся нал рифгевым грабьном. Как и в других палеорифговых бассейнах, в ДДВ ярко проявилась связь тектояо-геодинамнческих факторов и вертикальных рядов основных системных трактог, выделяемых при секвенсстрятиграфическем расчленении разрезов. Ярко выраженные высокостоящне системные тракты с аномальными по мощности черносяаниевымн толщами, обогащенными РОВ, в верхнем девене и карбоне сформировались в зрелую стадию рнфгового грабена при резонансном совпадении геодинамическего растяжения - прогибания с эвстатическим максимумом. Несомненна также связь крупных органогенных построек с высокостоящими шельфовыми системными трактами (Лукин и др., 1995).

Формации стадии рифтового грабена Донеадо-Припятского авлвкогена входят Е состав герцинского структурного комплекса, доминирующего по мощности и распространению в ортоплатформенном чехле.

Скорость осадкоиакопления формаций герцинского комплекса, .объем которых превышает 60-65% объема всего чехла, составляет до 190 м/млнлет, что на порядок выше, чем в комплексах, сформировавшихся в стадию синеклнзы.

Именно к этому комплексу-яоминанту приурочены генерирующие и аккумулирующие толщи, коллекторы, покрышки и более 95% ресурсов УВ.

2.4. Тектоническое строение. Принципы тектонического районирования платформенных структур, в том числе авлакогенов, начиная с 70-х годов разрабатывались коллектором ведущих белорусских геологов, включая и автора настоящего доклада, и были воплощены в

тектонической карта Белоруссии масштаба 1 ; 500 ООО (1077). В основу составления этой карты положено изображение пространственного соотношения структурных комплексов (этажей) с выделением доминирующего по мощности, т.е. районирование по возрасту основного этапа формирования платформенных структур.

Для северо-западной части Донецко-Припятского авлакогена доминирующим является верхнефранско-каменноугольнын структурный этаж. Тектоническое районирование, выполненное актором доклада, проводилось по поверхности фундамента и по границам основных структурных этажей и подэтажей (поверхности фундамента, подсолевых в Еерхнесоленосных отложений).

По поверхности фундамента и отложениям герцинского комплекса в составе Припятской впадины (паяеорнфгового грабена) выделены крупные структуры: северная и южная тектонические зоны, разделенные нейтральным грабеном. Важнейшими структурными формами в их составе являются линейно вытянутые, преимущественно однонаклонеяные блоки -тектонические ступени, контуры которых определяются ограничивающими их региональными разрывными нарушениями сбросового тапз (МакареЕич, 1967, 1980). Тектонические ступени по поверхности фундамента и подсолевых отложений осложнены более мелкими блоковыми структурами, а по вышезалегающим отложениям доминирующего этажа - складчато-блоковыми (межсолевые отложения) и складчатыми (солеиосные и надсалевые образования). К зонам сочленения ступеней и других крупных структур приурочены средние структуры - зоны приразломных поднятий н опусканий. Зоны прираэломных поднятий состоят из отдельных, ограниченных разломами, блоковых и складчато-блоковых поднятий (гемиантиклинали, брахиантиклинали с оборванным крутым крылом и др.). Они сформировались вдаль региональных разломов субширотного простирания и ямяются основными объектами поисково-рэзвецочиых работ на нефть.

Наиболее четко в структуре подсолевых и межссшевых отложений выражены Речицкая и Малодушинская зоны поднятий, контролируемые разломами амплитудой до 3-4 км. Лекальные структуры, входящие в состав зон поднятий, представлены блоковыми структурами, гемиантиклиналями по подсолевым отложениям, в вышележащих преобладают брзхианткклвнаяи и солянке купала.

По характеру развития выделены три класса поднятий в девонских отложениях (Бескопьшьный, Маквревич, 1980); 1) формировавшиеся непрерывно-прерывисто в стацию рифтового грабена (позднефранско-каменноугольное время) и существовавшие в виде погребенных поднятий на протяжении последующего времени: 2) поднятия, формировавшиеся первоначально в составе поднятий первого класса, а затем погрузившиеся по рязрьшным нарушениям, оставаясь всегда приподнятыми относительно смежных депрессий (промежуточные

блоки региональных разломов): 3) постседиментанионные поднятих, образованные под воздействием тех или иных тектонических процессов в гершшский этап (новообразованные поднятия),

Уже отмечено, что в составе верхнеаееонскнх отложений Донецко-Припятского авлакогеяа присутствуют ли венская (франскаг) и еяенко-лсбедянская (фаменокая) соленосные толши, хорошо изученные на территории Припятской впадины. Франская соленосная толша мощностью от 30 м до 1200-1500 м является полициклической и сложена в большинстве случаев каменной солью (50-70 м) и несюыными породами мощностью от 2-3 м до 20-30 и (глины, мергели, известняка, доломиты, ангидриты). Солен асышенность разреза - 60-80%. На отдельных участках наблюдается проявление соляной тектоники в поднятых крыльях разломов. В результате этого формировались структуры обяекания в мвксолевых отложениях и, начиная с нижней соленосной толщи, отмечается перестройка структурных планов и переход от преимущественно блоковых структур фундамента к подсолевых отложений к складчато-блоковым и складчатым в вышележащих отложениях герщщекого комплекса (Макзрсвич, Коншиев, 1974).

Фаменс&ая соленосная толща состоит из двух субформаций - нижней малоцикяической галитоЕой и верхней полнпиклической глиннсто-галитовой (Макаревич,19б4: Псгзнякевич,19б4). Вследствие проявления соляной тектоники в галнтовой толще произошло перераспределение соляных пород, в результате чего се мощность изменяется от 50-70 ы на крыльях до 1500-3200 м в сводах соляных куполов.

Соляные структуры по морфологии относятся к брахиформным и изометрнчным соляным куполам (последние более характерны для ДПВ).

Характарной особенностью структур северо-западной части Донецко-Припятского аплахогена является отсутствие, либо весьма слабое проявление стадии инверсии, присущей многим авлакогенам (Махаревич, 1979). В эту стадию происходит превращение продольных региональных разломов, в том числе и краевых, сформировавшихся в стадию рифгового грабена в условиях растяжения, во взбросы и надвига при сжатии земной коры. Однако в северо-западной части авлакогена устаиовлшы сбросовые нарушения как в осевой, так и в краевых частях. При этом в осевой части ааглакогсна в эпоху наибольшей тектонической активности н погружения происходило отставание в погружении, что привело к формированию здесь срединного поднятия - наиболее стабильной структуры северо-западной части авлакогена.

Соляные поднятия группируются в протяженные соляные валы, приуроченные к региональным разломам субширотного простирания, т.е. к наиболее динамически активным тектоническим зонам сочленения крупных блоковых структур по подстилающим отложениям (Макасееич, 1973). Соляные структуры чаше всего - дизпнроидные и криптодиапирОЕые, а в ДДВ

- диапировые. Они подразделяются по характеру соотношения с подстилающими структурами на несколько типов (Макаренич, Конишсе, 1974),

Наиболее характерны соляные структуры, расположенные в поднятых крыльях разломов над приподнятыми блоками подсолевых отложений, образующие соляные валы (Речинко-Вишанский, Первомайский, Маяодушиискнй, Ельский и др.). Своды соляных структур в различной степени смещены по отношению к разломам и поднятым частям блоковых структур.

Менее характерны соляные поднятия, не связанные с крупноамплитудными разломами (Центральная структурная зона).

2.5. Нефгегазоносность. Как и Е других платформенных регионах, в рассматриваемом основные нефтегазоносные комплексы, с которыми связаны почти все промышленные запасы и прогнозные ресурсы углеводородных скоплений, приурочены к доминирующему в чехле (герцннскому) структурному комплексу, сформировавшемуся в наиболее тектонически активную сталяю рифгового грабенэ. В Припятском бассейне - это поаголевсй и межсоленсй нефтегазоносные комплексы, в ДДВ - каменноугольные и нижнеяермские отложения.

В Припятском бассейне доминирующий по мощности и максимальный по гетерогенности рнфгогенный структурный этаж, отделяется от вышележащего этажа поздней синеклизы мощной галогенной формацией, идеальной по экранирующим свойствам региональной покрышкой. Последняя существенно влияет на степень катагенеза, геотермический, гидрогеологический режим, распределение промышленной нефтеносности. Как уже указывалось, основные генерирующие толщи, как и толши коллекторов и покрышек, геодннамнческн обусловлены н занимают определенные позиции в составе доминирующих комплексов платформенных структур, закономерно связанных с фазами растяжения. В Припятском бассейне материнские толщи связаны с темноцЕСТно-гаюшето-мергелнстыми породами в подсалевых и межеалевых отложениях, а коллекторы - с разнообразными органогенными постройками подсалевых и мсжсолевых отложений (Макаревнч, Москвич, 1978: Демидовнч, 1979: Москвич, 19%).

В Припятском бассейне выделено три основных очага нефгеобраэовання; Северный, Центральный, Южный (Бескопыльный, Макаревнч, 1980). Они приурочены к трем крупным тектоническим структурам. Подсалевые материнские толщи начали генерировать жидкие УВ в ракжлебеданскос время в Северном очаге, в других очагах главная фаза нефгсобразования (ГФН) началась позднее, в данковское время. Генерация УВ е межсслевом комплексе происходила с позянеяебедянского времени в Северной и с данковского - в Центральной и Южной тектонических зонах. Нефгеобразоваяие продолжалось еплоть до завершеашя стадии рифгоЕого грабена н позднее.

Повышенная паяеогеотермнческая напряженность девонского комплекса в тектонически наиболее активной северной зоне способствовала формированию здесь главного очага нефтеобразования (Макаревич, Скоков, 1963).

Основные зоны нефгенакопления северной зоны (Речицкая, Северная прнбортоЕая, Малодушинская и др.) состоят преимущественно из унаследованно развивавшихся в герцинский этап сквозных поднятий. К началу ГФН они обладали рядом особенностей, предопределивших формирование здесь промышленных скоплений нефти. Так, главная зона нефгенакопления Припятского бассейна - Речицкая, занимала наиболее высокое гипсометрическое положение в пределах Северного очага нефтеобразования, здесь были широко развиты высокоемкие коллекторы органогенных построек, ловушки были связаны с очагами нефтеобразования на протяжении всех этапов активной генерации № (Бескопьшьный, Макаревнч, 1980). Последняя, по мнению А-ЕЛуквна, П.Ф.Шпака (1993), продолжалась и позднее герцииского этапа, в частности, в фазы киммерийского 'гсктогенсэа (рубежи триаса и юры, ранней и средней юры). Все промышленные запасы нефти е Припятском бассейне приурочены к водсолевым, межсолевым и внутрисолевым отложениям верхнего девона и сосредоточены в Северной структурной зоне, что связано с дисимметрией геологического развития н тектоно-геоданвмической вктвености бассейка и отражается в л и гол ого-фани ал ьн ой зональности, различной плотности теплового палеопотока и др.

В Южной и Центральной зонах известны лишь небольшие скопления тяжелых нефгей и мальт, физико-химические и геохимические различия которых с северными нефгами отражают диснмметрию палеотермобарнческнх условий.

Формационные, тектоно-геодянамические, патеогеотермические особенности Припятского бассейна хорошо согласуются с установленными закономерностями нефтегазоносносш. Указанный бассейн яелястся нефтеносным, вся промышленная нефтеносность приурочена к отложениям Еерхнего девона и сосредоточена е карбонатных коллекторах рифогенных и сопутствующих отложений Северной структурной зоны. Причем, как и в Балтийской нефтеносной области, преобладающая часть промышленных запасав нефти (около 85%) содержится в главной зоне нефтенакоплеиия - Рсчицхой.

Иная картина наблюдается в Днепровско-Донеикой впадине. Здесь залежи нефти и газа приурочены : к докембрийсг.ому фундаменту - 0,1% начальных разведанных запасов УВ, девонскому комплексу - 0,3%, туряейско-нижневизейскому - 8,4%, верхневи.зейскому - 25,3%, серпуховскому - 7,9%, средвекамениоугольному - 4,3%, нижнецермско-Еерхнеквменноугольному -52,6% и мезозойскому - 1,1% (Кабышев, Макаревич, Пришепа, 1994). Как видам, несмотря на широкий диапазон нсфгегазоносности осноень!с запасы сосредоточены в сравнительно

узком стратиграфическом интервале. Причем для абсолютного большинства многопластовык месторождений установлена приуроченность наибольшей части запасов (более 50%, чаше 70-lCfl%) к одному продуктивному комплексу - доминирующему. Наблюдается при этом омоложение продуктивных доминирующих комплексов от периферии к наиболее погруженным структурам центральной части авлакогана.

Установлена также закономерность в распределении утлеводсродяых скоплений по фазовому составу : в северо-западной части - нефтяные залежи, в средней - нефтяные и газовые, в юго-восточной - газовые и газоконденсяггные. Верхнедевонские залежи нефти в Припятском бассейне - снягенетнчные, в Днепровско-Доненком ннжнекаменноугольные и среднекаменноугольные залежи - сингенетичные, вышележащие - эпигенетические, образованные за счет вертикального перераспределения скоплений УВ из нижележащих генерирующих комплексов (Еескопыльный, Макаревнч,1980). При этом в сингенетичном продуктивном нижнекамениоугольиом комплексе более 95"ЗЬ начальных запасов УВ сосредоточено в конседиментаииснных поднятиях. В апигенетичных комплексах - иная картина : наиболее крупные залежи (79%) находятся в иогообразоваиных поднятиях (Витенко, Кабышев, 1978).

Доиеико-Припяташй аьлакоген рассматривается как единая крупнейшая структура, состоящая из нескольких бассейнов, существенно различающихся по стратиграфическому, гипсометрическому, фазово-гсохимическому диапазону и масштабам нефтегазоносности. Пркпятский бассейн относится к моногенерационным бассейнам средней (по времени) геотермической активизации, Деснянскнй нефтеносный - патигенерационный ранней и средней активизации, Днепровский нефтеносный бассейн (НГБ) - пелигснерационный бассейн средней и поздней активизации и Донецкий газоносный бассейн - моногенерационный поздней активизации (Соколов, 1985: Лукин, Шпак, 1993). Такая резко выраженная дифференциация единой рифгогеннсй структуры тесно связана с глубинными тектоно-геодинамичеекими факторами.

По своему глубинному строению Пркпятский бассейн подразделяется РХ.Гарецким, Р.Е.АйзСергом, С.В.Клушшшм (1987, 1990) на Северную зону ступеней (Северная структурная зона) и Внутренний грабен (Центральная и Южная структурные зоны).

Северная зона (геоблок) характеризуется крутым северным склоном поверхности М, наличием локальных волноводов в земной коре, которые интерпретируются как области разуплотнения вещества, а в верхней мантии как магматическуий очаг. Северный мобильный геоблок характеризуется активным вертикальным перемещением флюидов по разломам глубокого заложения и формированием зон аномально высоких пластовых давлений и высокотемпературной аномалии. Последняя развита над преполагаемым магматическим очагом на

глубине 60км (Гарецкий, Печернккок, Айзберг, Клушин, 1500). Температурное поле Внутреннего грабена - спокойное, здесь не наблюдаете« термобарических аномалии.

Термобарическая зональность Припятской впадины обусловлена ее тектоно-геодияамической Эволюцией. Термобарические аномалии Северной зоны сформировались в стадию рифгового грабена и были обусловлены быстрым подъемом высокотемпературного астеяолнта. А.В.Кудсльский отмечает максимальную напряженность теплового поля, превышающую современную в 3-4 раза, именно в период активного формирования рифгового грабена. Термобарические условия Северной зоны, обусловленные тектоногеодинамичеекой эволюцией бассейна, во многом определили ее исключительное место в ряду нефтеносных структур Припятской впадины.

Основные по запасам нефти и газа центральная и юго-восточная части ДЦВ приурочены к максимальному подъему поверхности М и зонам его повышенной раздробленности (Чскунов, 1989).

Днепровский бассейн расположен над гесшшакнчсски и гсотермодпнзмнческл наиболее активной частью мантийного дшапира. Это выражается в глубинном строении (максимальный для Донецко-Припятского авлакагена подъем поверхности М), повышенной раздробленности астсносферногс блока и др. По мнению А.ЕЛукниа (19УЗ), длительная и многоэтапная активизация мантийного диаппрюма Еплоть до плиоцен-четвертичного времени явилась одной из причин формирования широкого диапазона кефтсгазаносности и уникального фазово-геохнмического разнообразия УВ скоплений, широкого распространения АВПД и др. Благодаря высокой активизации (в том числе современной) мантийного дпапира в Днепровском бассейне интенсивное нефгсгазонахопление характерно для всей его территории, гключая юг и присяжную зону (в отличие от Припятского бассейна).

Для Припятской Енадины характерна приуроченность промышленной нефтеносности к Северной структурной зоне.

Северный геоблок земной коры, к которому приурочена одноименная структурная зона, характеризуется максимальной текгоио-геоиинамической активностью на протяженна всех геологических эпох. Здесь накапливались наибольшие по мощности и разнообразные по литолого-фациальной характеристике осадочные толши, обладающие благоприятным генерационным и аккумуляционным потенциалом. Существенно повышенный термобарпческин режим, по сравнению с южным геоблоком (Внутренний грабен), способствовал формированию здесь наиболее раннего северного очага генерации нефти, который по активности и размерам являлся основным в регионе (Еескопыльный, Макаревич, 1980). В пределах Северного блока в зонах региональных разломов субширотного простирания

сформировались главные зоны нефгенакопления бассейна, состоящие из унаследованно развивавшихся в герцинский цикл тектогенеза сквозных унаследованных довушек-поянятий, обладающих широким развитием высокоемких коллекторов биогенно-карбонатного типа, связью сквозных поднятий-ловушек с очагами нефтесбразовання на протяжении всех Этапов интенсивной генералки жидких УВ. Именно в таких мобильных зонах нефгенакопдения сосредоточены практически все промышленные запасы нефти Припятской Епаднны.

Для бассейнов с признаками активного мантийного диапиризма (ДДВ, аклакогены Тимано-Печорской провинции) на новейшем этапе развития характерен широкий диапазон нефгегззоносности н фаэово-гесшшическое разнообразие углеводородных скоплений. Кроме доминирующего сингенетично продуктивного нижнекаменноугольного комплекса с конседементационными ловушками, в ДПВ установлены в вышележащих отложениях нефтегазоносные комплексы, где скопления нефти и газа образовались за счет переформирования залежей УВ более глубоких горизонтов и приурочены к новообразованным поднятиям. Переформирование залежей произошло из поздних стадиях активизации Дсиецкс-Припятского авлакогена - в мезозое, которые проявилась лишь на территории ДПВ. Таким образом, тектоно-геодинамическая активность различных геоблоков земной коры на определенных стадиях Эволюпнн Донеико-Припятского авлакогена во многом предопределила основные закономерности нефтегазоносности. С учетом выявленных закономерностей автором доклада выполнялся прогноз нефтегазоносности Припятской впадины и смежных районов ДДВ, позволивший выделить главные зоны нефтегаэонакопяеиия и выдать конкретные рекомендации на постановку геологоразведочных работ, приведших к промышленным открытиям (Махаревнч и др., 1967, ¡968, 1969, 1972, 1974, 1980 и др.).

краевая система Восточно-Европейской платформы, расположенная в ее северо-восточной части между Тиманской грядой на западе, Уральской складчатой системой и складчатой зоной Пай-Хой на Еостоке. Южное ограничение провинции (бассейна) определяется примыканием Запаяно-Тиманского и Главного Урзльского глубинных разломов. На севере продолжается в Баренцевом море и прослеживается едоль системы листрических разломов, отделяющих ТПП от Баренцевоморской впадины.

ГЛАВА 3. ТЕКТОНО-ГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТПП) -

В составе ТТЛ! выамлются крупнейшие (надлорядковые) структуры : Тиманская грядз, Печорскщ плита, Предуральский и Прслновоземсльский краевые прогибы.

состоящий, как отмечают В.А.Дсдеев, Л.З.Амянов, Н.А.Малышев и др. (1У90, 1994), из отдельных яатерал4но и вертикально сопряженных палсобасссйнов, каждый из которых формировался в определенных тектсно-геодинзмичсских условиях, обусловивших е значительной степени онтогенез углеводородных скоплений.

В пределах континентальной части площадь перспективных на нефть и газ земель - 323 тыс.км*", объем народ ортоплатформенного чехла - 1,8 млн.км^.

исследований - ГСЗ, МОГТ, КА1ПВ. На территории ТШ1 выделены крупные геоблоки различной тектонической активности, разграниченные глубинными разломами. С запада на восток установлены Тпманский, Печоро-Колвинский и Предуральский мобильные геоблокн, разделенные стабильными Ижма-Печорским и Еедьшезе-мельстшм (Вьлонлн, Еудянов и др., 1<Й0).

К мобильным геоблокам - Таманскому и Печаро-КояЕннскому приурочены большой мощности (до ¡0-12 км) рифейскне отложения, образовавшиеся е стадию раннего амакогена и рассматриваемые в качестве кЕззиплатформенного структурного комплекса рэннебайхальского этапа тектогенеза. Гораздо более распространена точка зрения, что рифейские отложения относятся к фундаменту, образовавшемуся в байкальский цикл тектогенеза. Еенаско-кембрийский комплекс, сформировавшийся в стадию ранней сянеждизы, выделен в качестве катзилатформенного, вышележащие - ертоплатформениые (каледонский, герцннский, альпийский). Строение земной коры в пределах гесалоков - различное.

Тиманский блок (ему соответствует ранний авлакоген, инверсировавший и превратившийся в Твманскую гряду) - гаубокопогруженная по ограничивающим ее глубинным рагломам структура, выполненная отложениями рнфея мощностью 10-12 км. Поверхность М в северной части Тимвнского геоблока приподнята до глубины 35 км (по сравнению с 40 км в стабильных геоблоках).

Печоро-Кодвинский геоблок так же, как и Ткманскнй, представлял в рнфсс авлакоген, выполненный образованиями рнфея мощностью до 10 км (в среднем 4-5 км). Поверхность М под Печоро-КалЕинским аЕлакогсном приподнята, отмечается сокращение мощности граянтно-метаморфического слоя.

В пределах стабильных геоблокоЕ мощность рифейеких отложений резка сокращается, а строение земной кары - характерное дм платформенных скнеклкз.

Тимано-Печорская провинция представляет собой сложный гетерогенный бассейн,

Изучено с помощью, главвым образом, сейсмических

В Предурачьском геоблоке происходит увеличение обшей мощности земной коры по мере приближения к Уралу. Состав коры близок к континентальному.

Глубинное строение рассматриваемой территории оказало несомненное влияние на характер и масштаб иефгегазовосноста. До 70% начальных потенциальных ресурсов нефти и около 90% газа сосредоточены в пределах мобильных геоблоков, где их концентрация я 3-3,5 раза выше, чем в стабильных (Макаревич, Еслонин, Еогацкий, 1994; Бепонин, Буданов, Макаревич, Прищепа, 1994). К. ним же (либо к зоне сочленения мобильных и стабильных геоблоков) приурочено абсолютное большинство крупных месторождений нефга н все крупные месторождения газа.

3.3. Ц|ТУгформеннь!й чрхол (ортоплятформеяяый). В платформенном чехле ТПП выделены следующие структурные комплексы, ограниченные углоЕыми и стратиграфическими несогласиями: ордовикско-иижнедевонский (каледонский), среаяелевонско-трнасовкй (герцинский) и среднеюрско-кайноэойекнй (альпийский).

В составе гершгаского комплекса выделяют среднедевонско-турнейский, внзейско-зртинсклй п пермско-триасоЕый структурные зтажн, альпийского - среднсюрско-метовсй и неоген-четвертичный. Доминириюшнм в ортоплзтформениом чехле является среднедевоиско-триасогый (герцинский) структурный комплекс (отложения главного цикла седиментации, по Amhhoev и др., 1994). Он распространен на всей территории ТПП, содержит около 70% объема отлож«шй ортоплатформенного чехла, средняя скорость седиментации 20-30м/млнлет (наибольшая по сравнению с другими комплексами)- К нему же, как и в пределах выше рассмотренных платформенных структур приурочена резко преобладающая часть начальных ресурсов УВ (более 80% суммарных ресурсов), сконцентрированных, главным образом, в отложениях средиедевонско-турнейского п вязейско-артинсхого структурных этажей.

Структурные этажи и комплексы составлены формациям«, которые при наличии необходимых условий для генерации, миграции и аккумуляции VB, рассматриваются в качестве нефтегазоносных комплексов - НТК (Макаревнч, Еогацкий, Аннщенко и др., 1985). Приведем их краткую характеристику.

Нижне-средиеордсвикский терригеиный коплекс распространен в Преяураяьском прогибе и Хорейверской впадине. Сложен крзенопветной ■герригенной формацией, мощность которой в Хорейверской впадине - 20-165 м, в Предуратьском прогибе - 200-3000 м. Продуктивность не доказана.

Срецне-верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный комплекс залегает на размытой поверхности отложений байкальского комплекса, либо на террнгенных отложениях нижнего-среднего ордовика н ривит на всей рассматриваемой территории.

Отложения среднего (верхи караяокского яруса) и верхнего ордовика представлень! карбстишыми (известняки, доломиты), реже глинисто-сульфатно-карбонатнымн (местами сульфатно-галогенными) породами. Мощность их от 140-360 м (Хорейверекая впадина) и до 600700 м в Предуральском прогабе.

Отложения нижнего силура (лландовсри, вешток) сложены массивными средне-крупнозернистыми и мелкозернистыми вторичными доломитами, общая мощность которых превышает 1000 м. Средне-крупнозернистые доломиты, образовавшиеся по биогенным известнякам, слагают органогенные постройки пластоЕого типа (биоегрсмы), к которым в Хорейверской впаанне примочены значительные по запасал задежи нефш (Макаревич и др., 1994').

Отложения верхнего силура в составе лудяовского и пржндольского ярусов распространены (как и ннжнедевоискне) в приразломных прогибах и впадинах, где они сохранились от предгаманского размыва. Представлены карбонатными и глинисто-карбонатными породами мощностью от первых десятков метров и до 2 км.

Отложения нижнего девона (лохковский, пражский, эмекий ярусы) сложены карбонатной, глинисто-карбонатной, терригенной толшами. Карбонатные породы состоят из известняков, доломитов, биогенные разности которых образуют в платформенной части ТПП органогенные постройки типа биостромов. Мощность нижнедевонских отложений - 150-300 м и более.

Общая мощность отложений ордовнкско-ннжнедсвояского (каледонского) комплекса изменяется от 150-600 к иа площади Большезсмсльского палессводз и Лайско-Лодминского поднятия и до 3-4 км в наиболее полных разрезах палсопрогибов Печоро-Колвинского авлакогена и впадин Предуральского краевого прогиба.

Среднецевонско-нижнефранский террнгенный комплекс объединяет отложения эйфельского а жнеётского ярусов среднего деЕона, яранского, джьерского, таманского и саргаевского горизонтов франского яруса верхнего девона.

Отложения среднего девона, яранского н джьерского горизонтов верхнего девона представлены преимущественно песчаниками и алевролитами, распространение и стратиграфический диапазон которых определяются предгиманским размывом, в наибольшей степени проявившимся г пределах палеоподяятий.

Наибольшая мощность среднедевонско-джьерских отложений установлена иа площади Кожвянского инверсионного мегавала - более 2 км, на остальной территории их распространения - не более 400-500 м.

В Медынской зоне и Косью-Роговской впадине присутствуют карбенатно-терригенные породы мощностью до 350 м.

Тиманскнй и саргаеескнй горизонты (поддоманнковая толша) распространены почти на всей рассматриваемой территории. Максимальная мощность их ?>00-10с0 м в палеопрогибах, на остальной территории - около 50-100 м. Сложена эта толща глинисто-карбонатными породами и рассматривается как региональная покрышка для подстилающих комплексов.

Срелнефранский (семилукско-турнейский) карбонатный комплекс отличается распространением разяофациальных тслш - от глубоководных доманиковых до мелководно-морских бяогенно-карбонатных и лагунных сульфатных. Наибольшие по мощности отложения комплекса установлены в пределах инверсионных сооружений - Печоро-Кожвинского (2-2,5 км) н Катвинского (750-1450 м) мегавалов.

Широко распространены в отложениях рассматриваемого комплекса протяженные зоны органогенных построек и одиночные постройки топа биогермов. Они встречаются на различных стратиграфических уровнях (семилухскнй, сирачойский, евлановский горизонты, фаменскнй и турнейский ярусы). Представлены пористыми и кавернозными биогенными (стрсматопоровыми, водорослевыми) известиякями и образовавшимися по ним гторичными доломитами. Наряду с ними установлены прелрифовые (глинисто-карбонатные) и зарифовые (сульфатно-глиннсто-карбонатаые) фации.

Нижне-средневнэейскнй терригенный комплекс Еыделен в объеме углеаосно-терригенной формации, которая развита во впадинах Предуральского краевого прогиба. Печоро-КолЕинском авлакогене и Варандей-Адаьвннской зоне. Мощность - от 80-100 м до 300-450 м.

Верхневизейско-нижнепермский карбонатный комплекс распространен повсеместно и разделяется на 2 полкомплекса: верхнеЕизейско-верхнекаменноугольный и нкжнепермский. В первом содержатся две карбонатные подтолши, разделенные сульфитными и глинисто-карбонатными породами. Карбонатные породы часто представлены биогенными известняками, местами воломитиэированнымн.

Нижнепермская карбонатная толпга (асссльский, сакмарскнй и артинский ярусы) характеризуется тремя типами разреза; карбонатный с прослоями сульфатов (до 250 м, западная часть Т1Ш), биогенно-карбонатный (150-200 м, центральная часть) и карбонатно-терригенный (70-80 м, восточная часть). Отложения кунгурского яруса представлены галогенно-терригениым разрезом. Общая мощность верхневизейско-нижнепермского карбонатного комплекса - 300-15С0 м и более (в Предуральском прогибе).

Верхнепермско-триасовый терригенный комплекс состоит из верхнепермской (уфимский, казанский и татарский ярусы, мощность 100-8СС м) и триасовой (в составе трех отделов, мощность от 50 м до 3 км) толш. Верхлепермскяя песчано-глинистая толща отличается изменчивостью по площади и разрезу. Наибольший удельный гее пссчэникое - в отложениях

уфимского яруса, центральной часта Денисовской впадины, Колвииского мегав.ала и вала Сорокина, верхнеуфимского, казанского и татарского ярусов - Колвннского мегавала.

Триасовая толща включает образования конусов выноса, аллювиальные, озерно-аллювиальные и др.

Вышележащие отложения срсянеюрско-мелового и неоген-четвертичаого возраста представлены песчано-алевритовыми и глинистым! породами, мощностью 200-300 м и более.

В последние годы автором вместе с другими исследователями уделялось значительное внимание секЕеисетратнграфическому анализу осадочного чехла ТПП. Удалось показать неразрывную связь глобально обусловленных системных трактов (СТ) со стадиями тсктоно-геоданамнческого развития Тимаво-Печорского бассейна, наличие у каждого СТ своего специфического сейсмостратиграфического стиля, определенных закономерностей распределения мощностей как подразделений чехла, так. и продуктивных и перспективных горизонтов, связь пространственно-временных ассоциаций различных морфо генетических типов ловушек с определенными СТ.

Именно СТ следует рассматривать как естественные подразделения нефтегазоносных бассейнов, существенно различные по генерирующим и аккумулирующим функциям, соотношению жидких и газообразных УВ, распределению их ресурсов и запасов, являющихся нефтегазоносными комплексами.

Для ТПП установлена глубокая взаимосвязь геодииамических и эвстатических секвентностраггвграфвчесхнх факторов. Отчетливо видна связь органогенных построек (верхний аенон, карбон-ннжняя пермь) и депрессиониых толщ (ломаник, нижний палеозой) с длительно формировавшимися высокостоящими системны»!« трактами, соотвстстаующими ЭЕСтатическлм максимумам.

анализа строения поверхностей фундамента н различных комплексов осадочного чехла, в первую очередь верхневизейско-шганепермского карбонатного, являющегося опорным сейсмическим горизонтом (Аминов, Дедеев и др., 1594; Макаревич, Бьлонин, Еогацкнй, 1995). Надпорядковые структуры - Тиманская гряда, Печорская плита, Предурачьский краевой прогиб.

Печорская плита состоит из структур первого порядка (крупных): Йжма-Печорская впадина, Малозсмельско-Колгусвская моноклиналь, Печоро-Калвннский аилакоген, Хорейверская впадина, Варандгй-Адаьвинская структурная зона.

Предурачьский краевой прогиб представлен системой крупных впадин, сформировавшихся в орогенный Ятап развития Уральской геосинклинали: Косью-Роговская, Большесынииская и

Тектоническое районирование ТПП выполнено на основании

Верхнепечорская. Они разделены поперечными поднятиями - Среднепечорским, Воркутским и грядой Чернышева.

Коротайхинска; впадина входит в состав Предновоэемельского краевого прогиба.

Как уже отмечалось, характерной особенностью тектонического строения территории ТШХ является чередование в ее составе тектонически мобильных и стабильных геоблоков темной коры. Мобильные гесблоки - Тимэнсхий, Печоро-Колвинский, Вараяцей-АюьЕПнский, Предуральский и Предновоземельский. Они разделены стабильными геоблоками - Малоземельско-Колгуегским (Ижма-Печорская впадина вместе с Маяоземельско-КолгуеЕской моноклиналью) и Большеземельским (Хорейверская впадина).

Стабильные геоблоки состоят из пологах, нзометричных, различного простирания структур. Фундамент на пх площади погружен, как правило, не более, чем на 4-6 км.

В пределах мобильных геоблоков развиты высокоамшштудные, .линейного простирания структуры, характерны инверсионные валы и мегавалы, осложненные разрывными нарушениями, в том числе и региональными глубинными разломами бальшой амплитуды. Глубина залегания байкальского комплекса в мобильных геоблоках достигает 10- 12 км.

Тиманская гряда - наиболее приподнятая область залегания байкальского фундамента (•+400). Протяженность Ш0 км, ширина 150 км. Системой разломов расчленена на кулнсообрэзно расположенные поднятия с пологими эродированными сводами и относительно крутыми крыльями. В состав ТПП входит расположенный на восточном склоне Тнманской гряды Ухта-Пжемский вал. Осадочный чехол представлен отложениями от силура до Еерхней пермн, доминируют отложения девона.

Ижма-Псчорская впадина расположена между Тпманской грядой на западе и дислокациями Печоро-Колвинского здлакогена иа Еостоке, впадинами Предуральского прошба на юге и Малоземельско-Калгуевской моноклиналью ня сеЕере. Размеры - до 200 км ширина в более 800 км длина. Мощность осадочного чехла от 1 км на севере и до 5км в юго-восточной часта. По поверхности фундамента выделяются ступени, седловины, депрессии, отдельные валы (Мнчаю-Пашнинсклй в зоне Илыч-Чнншшских глубинных разломов). Локальные структуры - пологие, небольшой амплитуды, сформировались в мезо-кайнозое. Распространены верхнедевонские органогенные постройки - одиночные и образующие протяженные зоны (Аресско-Чикшннская зона).

Маяоземельско-КолгуеЕская моноклиналь расположена в крайней северо-западной части ТПП, на севере продолжается в сторону Южно-Еаренцевской впадины. Отложения ессх горизонтов осадочного чехта погружаются в сторону Печоро-Колвинского аглакогена. В осадочном чехле структуры выражены в виде осложненных малоамплнтудными разломами

ступеней, террас. Локатьные структуры - маюомплитудные. Осадочный чехол в допермском интервале характеризуется стратиграфическими перерывами и сокращением объема стратиграфических подразделений. Мощность чехла увеличивается к востоку от 2 до 5 км.

Печоро-Колшиский авлзкоген расположен в центральной часта бассейна между Ижма-Печорской впадиной и Малоземельско-Колгуевской моноклиналью на западе и Хорейверской впадиной на Еостоке. Простирание - северо-западное (Тиманское), размеры 60-120x700 км (в пределах суши). Вдоль северо-западной и северо-восточной границ авлакогена простираются инверсионные мегагазы - Печора-Кожгивскнй и Колеиношй. Между ними находится Денисовский прогиб с инверсионным Шапыша-Юрьяхинским и унаследованным Лайскнм валами.

Печоро-Кожвинский мегавал состоит из кулисно примыкающих друг к другу Еысокоамплитудных валов. Мощность осадочного чехла изменяется от 3 км на северо-западе до 8 км на юго-востоке.

Шапкина-Юрьяхинсккй ват - асимметричная структура с крутым, осложненным Припечорской систолой разломов западным крылом. К северу сокращается до полного срезания многосотметровая среднедсвонско-раннефрзнсказ толща с одновременным увеличением до 3 км отложений ордовикско-иижнедевонского комплекса.

Лайский вал (срединное поднятие ВЕлакогена) рассечен продольными нарушениями, контролирующими распространение среднс-дегонско-нижнефранской терршенной формации.

Колвинскпй инверсионный мегааал состоит из кулисно расположенных валов (Поморский, йрейюский, Харьягинский, Бозейский н Усинский), связанных с разломами Колвинской системы.

Раннепалеозоиские формалин увеличиваются в мощности до 3,5 км в наиболее глубоких палеопрогпбах (Усинский, Харьяпшскцй), уменьшаясь до 2 го.: на разделяющем их Возсйском выступе. Вышележащие отложения на валах образуют навешенные (инверсионные) структуры (Харьялшский, Усинский ешш). Возейский Еат приурочен к горсту фундамента. Глубина залегания фундамента 3,5-7,5 ил.

Хорейверская впадина (размерь; 60-140x300 км) граничит на западе с Колеинским метаном, на востоке к юго-Еостоке - с Варзвдей-Адаьвкнской зоной и грядой Чернышева. Впадина морфологически выражена е отложениях верхнего палеозоя-мезозоя, наложена на нижнепаяеоэойский Еольшеземетьскин палеосвод. Влияние последнего отражается в длительных стратиграфических перерьшах и глубоких размывах, приуроченных к предтиманскому и более позднему времени. Положение палеосвода как относительно приподнятой части рельфа подчеркивается в позднедевонское время зонами развития изометричной конфигурации органогенных построек. Наибольшая плотность структур платформенного типа - е центральной и южной частях впадины. Структуры изометричной фермы, небольшой амплитуды (до 100-120 м).

за исключением линейных структур прпразломного типа (Макариха-Салюкннская антиклинальная зона, эмшштуяз по 7СЮм). В западной и восточной краевых частях Епаднны пограничные структуры осложнены разрывными нарушениями.

Варанжй-Адзьвинская структурная зона протягивается на 240 км в северо-западном направлении, имеет ширину 60 км, ограничена с запада Хорейверской впадиной, с востока и юга - Ксротаихинской впадиной и грядой Чернышева. Состоит из чередующихся дизъюнктивных валов и депрессий. Наблюдается несоответствие условий залегания верхнеордовикско-нижнедевонского и вышележащих комплексов: по первому выражена трзбенообразная впадина, по вышележащим - воздыманне к северо-востоку при одновременном возрастании мощности верхнеаевонско-турнейсього и верхнепермского комплексов и сокращенпн верхнганэейско-кнжнс-пермского.

Вал Сорокина состоит иэ приразломных кулисно расположенных структур. Аллохтонная часть вала выдвинута по сходящимся в нижних частях осадочного чехла взбросовым н взбросснадвиговым нарушениям.

Вал Гамбуриева, разделяющий рассматриваемую зону на Мореюскую и Всрхнеаазьнинскую депрессии, секущими разрывными нарушениями разбит на клиновидные блоки, к которым приурочены антиклинальные складки амплитудой 600 м н более.

Сарембой-Леккеяшнский инверснонный еал осложнен надвиговыми нарушениями, по которым восточные структуры надвинуты на западные.

На востоке Еарандей-Адэьвинской зоны расположен Талотанский вал, перекрытый пластиной Вашутаинско-Талотпнского надвига.

Морегаская депрессия имеет асимметричное строение с крутым западным и полотом восточным бортами.

Верхнеадзьвннская депрессия характеризуется кзометричной формой и более кругам восточным бортом.

Мощность осадочного чехла в Варандей-Адзьвинской структурной зоне - до 6-8 км.

Предуральскнй краевой прогиб - линейно вытянутая вдоль западного склона Урала система крупных впадин (Верхнепечорская - размеры 470х50-70км, Еольшесынинская - 260x25-80 км, Косью-Роговская - 300x30-120 км), разделенных Среднелечорским поперечным поднятием (250x20-50 км) и южными структурами гряды Чернышева (400x10-3 км). Еольшесынинская впадина значительной частью наложена на структуры Печоро-Кодвинского авлакогена. Их влияние во многом определило структурный рисунок впадины, Еключая северо-звпааное (Тиманское) простирание.

Верхнепечорская и Косью-Рогоескзя впадины имеют уральское простирание. Их западные зоны харзктсрнзуютсз близкими к платформенным дислокациями, центральные структуры осложнены взбросами и надвигами. Восточные (внутренние) зоны состоят из складчатопокрсвных я склацчато-чешуйчзтых дислокаций, тектонических пластин с горизонтальным перемещением пластин до 10-15 км.

Расположегмая на крайвем ссЕеро-Еостоке ТШ1 Ксротаихинская впадина (220x80-120 км) имеет северо-западное простнрзние, такое же, как н Пай-Хойский анзнклинорпй. От Косыэ-Рогоеской впадины отделена Воркупшским поперечным поднятием (120x40-70 км) и грядой Чернышева.

В последние годы с участием автора проводилось тектоническое районирование ессн территории ТПП, включая Печороморский шельф (Еелонин, Грвгоренко, Макарсвич и пр., 1955). Большинство структур суши находят продолжение в экваториальной части ТПП: Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Печоро-Колванский аилакогек, Варандей-АдзьЕинская зона, Ксротаихинская впадина. На границе с Южно-Варениевской впадиной выделяются Ссвсрв-Колгуекская моноклиналь и Южно-Предновоземедьский прогиб (Григореяко, 1994). В пределах акватории устаиовлеиы также и средние структуры - Еалы, мегавалы. впадины (Шапкина-Юрьяхнкский, Колвинский, Сорокина валы, Денисовская, Хорейвергаая впадины н др.).

Тектоническая структура ТПП сложилась в результате проявления палеозойско-мезозойскнх циклов тектогенеза в тесной взаимосвязи с эволюцией Урало-Монгольского подвижного псяса (геосинклинали). Структурообразующие движения происходили в разных геодешэмических условиях. На протяжении каледонского шила тектогенеза в нейтральной части бассейна (Печоро-Колмшсхий геоблох) в условиях рзстяжения шло формирование грабенообразнкх прогнбоЕ - Припечорского и Еолвинского, выполненных мошной толщей терригенно-карбонатвых пород, накопление которых характеризовалось скоростью 30-50 м/млнлет (в пределах стабильных геоблоков - 16-20 м/млнлет). Стабильные, геоблоки (Лайскяй, Большезсмельский и др.) были приподнятыми. Эта стадия развития бассейна для мобильных геоблоков - анлакогенная (стадия рифтового грабена), для стабильных - синеклизы, инверсия в каледонский цикл тектогенеза не проявлялась (Макарсвич, ¡985).

Развитие Тимано-Печорского бассейна в герцинский цикл тектогенеза совпадает со зрелой стадией формирования Уральского патеоокеана, заложение которого (рифтовой системы) произошло в предшествующий цикл тектогенеза. В герцинский цикл (средний-поздний зеван) Печоро-КояЕинский геоблок претерпел стадию рифтогогс- грабена, когда интенсивные двихеши в условиях растяжения происходили как по унаследованным, так и новообразованным разломам {Дедеев, Аминое, МалышеЕ и др., 1990, 1994). В этот период сформировалась глубоководная

доманнковая впадина. Визейско-позднекамениоугольное время характеризуется проявлением стадии инверсии на территории Печоро-КолЕинского авлакогена и Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Последующая гераинская история формирования структур ТПП тесно связана с коллизионными пронессами Уральской геосинклинали и превращением пассивной окраины континента в складчато-орогенную область с образованием Предуральского краевого прогиба.

С альпийским пиклом тектогенеза связано формирование Печорской еннехлизы (стадия поздней синеклизы для шшахогенов), когда скорость осадконакопления не превышала 10 м/млнлет.

Таким образом, на территории ТПП формировались на протяжении геологической истории сопряженные латсрально разнородные палеобассейны;; каледонские - синеклиэы, авлакогены неполного развитая, пернкратониые и миогеосннклинальные, герцинскне - зрелые авлакогены (с проявлением стадий рифтового грабена, инверсии и синеклиэы), пернкратонные, миогеосинклинальнь!е, прнорогеяные, альпийские - синеклизные.

с учетом литофациальных, геохимических и других критериев нефтегазоносности в составе ТПП Еыделено 6 нефтегазоносных областей (НТО) и 1 самостоятельный нефтегазоносный район (ИГР). В состав НТО входят нефтегазоносные районы, зоны нефгегазонакопления (аккумуляции) и нефгегазообразования (Аминов, Еелонин, Богаикий, Мзкаревич и др., 1995).

Тиманская НТО включает один Ухта-Пжемскнй НГР, где доказана промышленная нефгегазонасность среднслевонско-нижнефранского нефтегазоносного комплекса (НТК). Здесь открыто 15 месторождений нефти и газа, ояяо из которых нефтяное Ярегекие - крупное.

Нжма-Печорскаа НТО (на территории сдвонмекной впадяны) состоит из Джебальского, Омра-СоЙЕйнского, Велью-Тэбукского, Верхнелыжеко-Лемьюского, Мичаю-Пашнинского, Тобышско-Нерицкого и Седуяхинско-КиписЕского НГР. За исключением последнего, на территории Этих районов учгглноЕлена промышленная нефтегазоносность среднедевонско-кижкефршекого терригенного, семилукско-турнейсквго карбонатного и терригенного верхнепермского комплексов.

В пределах Ижма-Печорской НТО открыто 48 месторождений, большинство - нефтяные. Два из них (Запално-Тэбукское н Пашнинское) - крупные.

Начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти Ижма-Печорской НТО составляют 11,5%, газа - 4% от всех ресурсов Тимаио-Печорской провинции. Объекты дальнейших геологоразведочных работ - структурно-стратиграфические и литологнческие ловушки е поддоманиковых отложениях, органогенные постройки верхнего девона и етруктурно-лнтологические ловушки - в отложениях верхней Перми.

На основании тектонического районирования,

Печоро-КмЕННСкая НТО расположена на территории одноименного авлакогена. Здесь выделены нефтегазоносные районы: Печоро-Кожвинский (залежи е еыс иксам плитудных антиклиналях среднедевонско-нижнефранского НТК и в верхнедеванских рифах), Шаппгаа-Юрьяхинский (широкий диапазон нефтегазоносное™ - от песчаников среднего девона и Е ключ ад песчаники верхнепсрмско-трнасового ШХ), Лзйско-Лодшшский (нефтегазоносны среднедСЕОнско-нпжнефранский терригенный, семилукско-турнейский и верхневизейско-нижнеяермский карбонатные комплексы), Колвинский (нефтегазоносны все известные в ТПП комплексы). В Печоро-Колвинской НТО открыто 40 месторождений нефти и газа, е том числе крупные - Уегшское, Воэейское, Харьяпшское нефтяные и Лаявожское гаэоканденсатное.

Начальные суммарные ресурсы нефти и газа Печоро-Колвннсков НТО составляют соответственно 34% и 32% от всех ресурсоЕ провинции. Эта область является одной из наиболее разведанных в ТПП: степень разведанности по нефти превышает 60%.

Дальнейшие открытия связываются в первую очередь с комбинированными ловушками в ордовикско-нижнедеЕонском, семплукско-турнейском и всрхнсвизейско-нижнелермсхом карбонагаых комплексах Клявннского и Лайского валов, зонами выклинивания среднедевонскпх отложений на восточных склонах Шалыша-Юрьяхинского и Лайского Еачов.

Хорсйверская НТО расположена на территории одноименной впадины. Нефтеносность установлена в КслваЕисовском нефтеносном районе (южная часть Еладины. Болышэемедьский палеосвод) и приурочена к ордовнкско-ннжнедевонскому, Еерхнедевонсксму и верхневюейско-нижнепермскому комплексам.

Здесь открыто 51 месторождение нефти, из них 3 - крупных (Верхне-Возейское, им.Титовз, нм.Требса). Затежи - в ловушках структурно-стэттирафнсского типа на территории Битыпеземельского палеосвода и его обрамления в отложениях нижнего силура и нижнего девона, в органогенных постройках верхнего девона и Еерхневизейско-нижнепермского комплекса. Начальные суммарные ресурсы нефти - 25% от всех ресурсов ТПП. Рассматриваемая область -наиболее перспективная в провинции в отношении нефтеносности. Дальнейшие открытия связываются с комбинированными ловушками Есрхнеордовпкско-ниаснедсвонского комплекса на нлошади Большеземельского палеосвода и вдоль бортов впадины, с органогенными постройками верхнего девона,

Варандей-Адзьшнская НТО полностью отвечает одноименной структурно-тектонической зоне. Особенностью ее строения являются линейные надвиго-блоковые структуры Балов Сорокина и Гвмбурцсва, блскоЕо-чешуйчатые - Сареыбой-Леккейяпшскнх дислокаций и приразле-мные складки Толотннской системы надвигов.

Вал Сорокина соответствует одноименному НГР. Здесь нефтеносен почти весь осадочный чехол - от нижнедевонских до триасовых отложений. ВерхнездзьБннскнй район занимает оставшуюся часть области. Здесь нефтеносны, в основном, нижние горизонты осадочного чехла -от нижнесилурийско-нижнедевонских карбонатов до всрхнедевонских рифов.

В Варзндей-АдзЬЕИнской НТО открыто 20 месторождений, из них 2 крупных (Наульское, Хасырейское).

НСР - 17% от всех ресурсов провинции. Наиболее перспективные в отношении нефтеносности объекты - комбинированные, стратиграфически и тектонически экранированные ловушки в ордовнкско-иижнедевонском и верхнеаевонском карбонатных комплексах валя Сорокина, Мореюской н Всрхнсвдзьвинской депрессий. Сарембой-Леккейягннского н Толотинского валов.

Северо-Предуральская НТО приурочена к Предуральскому и Предновоземельскому (Коротаяхинская впадина) краевым прогибам. На севере расположен Коротаихинский перспективный район. Южнее, на территории Косью-Роговскнй впаднны Еыделеиы В иркутский, Кочмесский и Ннтинско-Лемвинскнй НГР. Здесь промышленные запасы газа и нефти открыты, главным образом, в верхневизейско-нижнепермсхом карбонатном комплексе.

Среднепечорский и Большесынкнскнй НГР тесно связаны генетически с Печоро-Колвннским авлахогеном. Продуктивные комплексы Среднепечорского района - среднедавонско-нижнефрчнскнй террнгенный и верхнедевонский карбонатный - аналогичны нефтегазоносным комплексам Печоро-Кожвннского мегагала.

В Болынесынинском районе промышленная нефтеносность связана с карбонатными нижне-и терригенными верхнепермскими отложениями.

На территории Верхнепечорсксй впадины расположены Вуктыльский, Верхнепечорский и Курьинсхо-Патраковскнй газоносные районы. Здесь промышленные залежи газа и конденсата открыты в нижне-средневизейском терригенном, верхнеЕИзейско-кнжнепермском карбонатном комплексах, а также в семилукско-турнейском НТК.

Всего открыто 15 месторождений, среди них уникальное Вуктыльское газоконденсатное.

Дальнейшие перспективы, главным образом, газоносности связываются с верхнееиэейско-нижнепермскнм карбонатным комплексом в зонах надвиговых дислокаций, в зоне сочленения Верхнепечорской и Ижма-Печорской впадин, с ловушками в органогенных постройках семшгукско-турнейского комплекса, а также с платформенными структурами поднадвигевой зоны.

ЗА Генерирующие -тлит и основные чтрпы игфтггбрдзовяния. Как н в друтих рассмотренных выше бассейнах, в Тимано-Печорском самые значительные по объему н содержанию рассеянного органического вещества (РОВ) толщи приурочены к образованиям

этапов авлакогеннопо развития в условиях растяжения - верхнеордоЕикско-нижнедевонскому (05-

ПЛ и аонаНИКОЕО-турНСЙСУ.ОМу 'чО*а][>1-С

В первом из них они представлены глинистыми н кзрбонатно-глинистыми породами, которые содержат РОВ (0,5-2%) сапропелевого типа. В наиболее полных разрезах комплекса они составляют до 15-20% их мощности (Дсдаев, Аминов и др., 1990). Па основании изменения геохимических показателей РОВ (концентраций хлороформенного битумоидз ХБ, битумного коэффициента ХБ, катагенеза ОВ по стадиям и др.) намечены интервалы главных зон нефте- и газообразования (Богацхий, ДанилеЕский, 1593).

Для комплекса начало ГЗН (стадия МКг) - на глубине 2,2 км, конец (МК4) - 4,5 ш, начало ГЗГ (МК5) > 4,5 км.

Очаги нефгегаэообразования (ОНГО) для каледонского комплекса были расположены в приразломных прогибах Печоро-Колвинского аалзкогена и на востоке (пернкратон), где полная мощность пород достигала 3-4 км. Процессы генерации происходили ниже 2,2 км. Зоны аккумуляции были связаны с Бальшеэемельским п&лсосеодом (Хорейверскзя Епадциа) и Лзйским валеовалом (Денисовская впадина).

В дальнейшем (раннегершшская - и позднегерцинская - Р-Т стадии) продолжалось

интенсивное нефгегазообраэованне в отложениях каледонского комплекса н расширение контуров ОНГО. В грабенах ввлакогена и в перакратоне на глубинах > 4,5 км происходило газообразование, на остальной территории - нефтеобрааование. По формировавшимся в герцинский цикл тектогенеза разломам происходила миграция \ГВ из ннжнепалеоэойского комплекса в вышележащие, чему способствовал также предгаманский перерыв, приведший к размыву значительного объема Еерхнесилурийских и ннжнедееонскнх отложений.

Нефгегенерационный потенциал пород нижнего палеозоя был реализован на 70-759&. Площади очагов генерации наращивались во времени - от 30-35% всей площади бассейна седиментации в среднедевонское гремя и до 100% - к началу среднеюрского (Дедеев н др., 1994). Из нефгсгазоматеринских пород Эмигрировало значительное количество битумоидсе (до 20% от всей массы битумоидов Тнмаяо-Печорского бассейна), которые заполняли ловушки как каледонского комплекса, так и вышележащих. Нефти нефгегазоматеринскнх пород каледонского комплекса относятся к типам А и В (по С.А.Данилевскому), они отличаются плотностью 0,820,92, содержанием бензина 23-31%, парафина - 4-14%, смол+ асфальтенов - 5-24%, серы - 0,515%, содержанием ароматических УЕ - 20-45'Зб.

Главная генерирующая талща Т1Ш - домвииковая сформировалась е герцинский цикл тектоген&за, в аялакогенную стадию. Отложения доманика - тонкоплитчатые породы, чаше всего черного и темно-коричневого цвета, обогащенные сапропелевым РОВ (содержание РОВ от единиц

до 20%). В состав доманикокых пород, кроме РОВ, еходят кремнезем, карбонаты, глинистые минералы (монтмориллонит), пирит. Их мощность в ТПП - 5-100 м. Накопление пород происходило на фоне устойчивой трансгрессии с режимом некомпенсированного прогибания.

Начало ГЗН (стадия МКг) герпинского комплекса - 1,8 км, окончание (ЬОЦ) - 4,2 км, начало ГЗГ (МК<) > 4,5 км.

Отложения семплухсто (дамзниксве)-турнейскогс комплекса претерпели два основных этапа нафтидообраэовання. В довизейскос время процессы нефгеобразования протекали лишь на ограниченной территории наиболее погруженных частей Печоро-КолЕинского аЕЛакогена. Среянегершгаская стадия тектогенеча (Сгч-Сэ) привела к расширению очагов нефгегазообразования и формированию зон нефгегаэонакопления - ЗНГН (внутриочаговые ЗНГН на инверсионных валах Печоро-Колвннского авлакогена).

В позднегерцинскую стадию ОНГО в Предуральском прогибе они сказались на глубине 5-7 км и из нефтеносных превратились в газоносные. На значительной территории ТПП продолжалась генерация нефти и аккумуляция в зонах нефгегазенаконленпя за счет стабильней миграции УВ как из пород доманиково-туриейского комплекса, так и за счет перетока из нижележащих отложений.

Позаисгриасово-ракнеирский этап определил основные закономерности нефгегаэоносности, которые сохранились в современной структуре ТПП.

В ТПП В.Н.Богшгам, С.А.Дакклевским и др. выделено несколько очагов генерации УВ: совпадающие с зонами аккумуляции (Печоро-КолЕИНСкий, Хорейверский, Варанаей-Адзьвинский, Косью-роговской) и разобщенные пространственно (Еарешдевоморский). Путями для вертикальной миграции в первом етучае служили широко развитие, е первую очередь, в пределах мобильных геоблоков дизъюнктивные дислокации каледонского, герцинсвого и более раннего заложения. К концу герцинского никла тектсгенеза уже существовали ловушки. Дизъюнктивные дислокации приводили к значительному увеличению проницаемости осадочного чехла и распределению залежей нефти и газа практически по всему разрезу в пределах наиболее мобильных блоковых структур (Колвинскнй мегавал, валы Шапкнна-Юрьяхинскяй, Сорокина и др.).

В пределах стабильных гсоблокса (Большеземсльский) в случае высоких экранирующих свойств Тпмаисксй региональной покрышки залежи нефти концентрируются в основном под ней, при нарушении» ее герметичности наблюдаются перетоки нефти в вышележащие комплексы. Баренцевоморский очаг генерации служил источником для аккумуляции нефти я газа в зонах нефгегаэонакопления крайней северной части Печоро-Колвинского авлакогена (включая я

акваториальнуы часть) и в триасовых отложениях о.Колгуев. Об этом свидетельствуют исследования по биомаркерам неф16*' и пород.

ловушек - начиная от простых антиклинального тепа и ао осложненных различными экранами (антологическими, тектоническими, стратиграфическими). Автором на протяжении последних лет основное Ениманне уделялось ловушкам, связанных с биогеина-карбонатными формациями (Макаревич и др., 1984; Макаревич, Еелонин, Богацкий, 19У2).

Карбонатные формации ТПП, приуроченные к ЕерхвеораоЕикско-нижнедеЕйнскому, Еерхнефранско-турнейскому и верхневизейско-нижненермскому нефтегазоносным комплексам, содержат более 70% начальных суммарных ресурсоЕ УВ провинции, в нх удельный вес в приросте запасов нефти и газа в последние годы составляет около 9С% (Мзкзревич и др., 1994). Зал «ni нефга и газа, связанные с ними, приурочены к ловушкам сложного строения, в частности, органогенным постройкам, которые формировались в мелководных кратонных бассейнах в результате жизнедеятельности донных сообществ организмов (скрепляющие осадок,улавливающие илы, каркасные организмы). Верхнеордовикско-няжнедевонские органогенные постройки. В позднем ордовике вследствие значительного погружения территории ТПП началась обширная трансгрессия, продолжавшаяся до раннедсвонской эпохи. В Этот этап геологической истории зафиксировано формирование биогенно-карбонатных тел в позднем ордовике, раннем силуре, в начале позднего силура. Раннедевонские рифы известны на Урале к в Варандей-Аязьвннский структурной зоне.

Позвнесрдовикско-нижнедевонский этап карбонатонаконлення состоит из нескольких трансграсснЕно-регрессивных циклов седимеяташш. Наиболее ранний - позднеордовикский. В этот период (раннеашгидлское время) формировались первые органогенные постройки в ортоплатформенном чехле Печорской синеклизы. Одна нз них установлена на Среднемакарнхлнском нефтяном месторождении Хорейверской впадины (Султан аек, 1987).

Емкостные свойства раннеашгиллских (баганскнх) карбонатов невысокие; в Хорейверской впадине, где они щучены наиболее полно, коэффициент пористости до 10-1 а проницаемость 2-3 мД, коэффициент эффективной мощности не более 0,08.

В раннем силуре область морского карбонатоиакопления в ТПП значительно расширилась по сравнению с раннеашгцллской. Прпбрежноморскпе осадки охЕатывзют лишь западные и северо-западные районы (Малоземельско-Калгуевская моноклиналь, сеЕерная часть Печоро-КалЕинского ЗЕЛакогена). Для остальной территории характерны образования мелководного шельфа мощностью до 10Ш м, представленные, е основном, вторичными даломитами, иногда известняками. Они формировались в условиях активной гидродинамики на пзлеоподаятнях с

В осадочном чехле ТПП присутствуют практически все известные тшш

расчлененным рельефом дна морского бассейна, гае происходило образование бногенно-кар^онаггоых слабо выраженных в рельефе тел (банки, бары, постройки бностромного типа, редко небольшой толщины биогермы).

Наиболее характерны такие тела для консецнментаиионно-рвэвивавшнхся палеополнятий (Еольшеземельский и Адзьвинскнй палеосводы, Омра-Сойвивская ступень).

Рифогенные образования, как правило, небольшой мощности, постепенно переходят по разрезу и латерали в мелководио-шельфовые образования. Нижнесилурийскне вторичные доломиты обладают более еысохиин фильтрационно-емкостнымн свойствами, нежели Еерхнеордовнкскне. Наилучшими коллекторами являются биогенные породы с обильными органическими остатками, по которым образовались вторичные доломиты, за счет чего произошло наращивание емкостного потенциала. Определенную роль сыграли процессы выщелачивания во время таманского регионального перерыва в осавконакоплении. Наибольшие значения эффективной пористости вторичных доломитов достигают 15-20%, но гораздо более характерными являются значения пористости 8-10% и менее, проницаемость 5-150 мД. Тип коллектора - трещинно-поровый, поровый. Эффективные мощности достигают иногда б0-?0м (Верхневозейское нефтяное месторождение). Залежи нефти установлены, глвеным образом, в пределах Хорейверской впааины, где нижнесилурийскне резервуары экранируются глинистей тимаиско-саргвевской ретональной покрышкой (ВехнеЕозейское, Средиемакарихинское, Еаганское, Сандивейское и др. месторождения).

Конец раннее илурнйской Эпохи ознаменовался крупной рорессией, приведшей к сокращению и обмелению позднесилурийского бассейна. Для позднего силура характерно переслаивание разнообразных осадков, бедный видовой и групповой состав органики. Лишь на крайнем востоке сохранились зоны - рифовая краевая н сопряженная с ней - континентального склона.

МсякоЕодно-пкльфошые карбонаты обладают невысокими фильтрационно-емкостнымн свойствами (пористость до 12%, эффективные мощности до 14 м). Притоки нефти получены в скважинах Варандей-Адзьвгагекой зоны.

Е начале раннего девона (овинпармское время) бассейн седиментации незначительно отличался от позднесилурийского.

Резкая смена условий седиментации происходит на рубеже оЕинпярмскогс и сотчемкыртанского времени раннего девона, что нашло отражение в значительном обмеления бассейна до условий прибрежной лагуны (К глин 0,7, К ангад. 0,25-0,3). В западных районах началось формирование сероцветной и красноцветной террнгенной толщи. В Предурачьском

прогибе развиты фации закрытого шельфа, которые сменяются рифогенными н га^оководньми лемвинскими.

Нижнедевонсше коллекторы приурочены к нзвесгаяково-доломнтовой пачке овинпармского горизонта, которая нефтеносна в пределах конссяиментационных подаятай, а также в зонах эрозионного срезания, где эта пачка выходит под нижнефранекум региональную покрышку. Коллекторы приурочены к вторичным далскитам (пористость до 15%, эффективные мощности до 27м). Тип коллектора - трещинно-поровкн, трещинно-каЕерново-поровый. Отложения содержат промышленные залежи нефти на валу Гамбурцева, восточном борту Хорейверской впадины. Покрышка - либо террнгенно-кэрбонатная толща сотчемкыртинского горизонта нижнего деЕона или ннжнефраиская карбонатно-терригениая.

По нашему мнению, наибольший интерес в отношении нефгегазоносности в составе верхяеордовикско-нижнедевонской карбонатной формации представляют бвогеяно-карбонатные тела в отложениях нидшего силура и нижнего дегона, приуроченные к линейным (вдоль бортов мобильных структур), либо изометричным (в пределах стабильных геоблокоЕ) палеоподвятиям и их зонам, составляющим зоны нефтегазонакопления (Макаревич и др., 1992).

Верхнефранско-турнейскне органогенные постройки. К середине франскэго Еека (семияукский век) на территории ТПП обособилась относительно глубоководная некомпенсированная впадина, где шло накопление темноцветных кремнието-глюшета-карбонапных пород (домзннковая формация). Эта впадина занимала обширную территорию центральной и восточной части ТПП (южная часть Ижмз-Печорской впадины, Псчоро-Колвинского ааяакогена, Варанаей-Адзьвинская структурная зона, Косыо-Роговская впадина).

Во Ерем я позднефранской трансгрессии, обмеления моря и насышения его вел солями кальция сложились условия, благоприятные для садки карбонатов и формирования органогенных построек.

Условия формирования последних являются предметом дискуссии: по этому вопросу существует, кроме барьерно-рифовой (Грачевский и др., 1974, 1576), концепция, е созданнн которой активное участие принимал автор доклада (Макаревич, Султанаев, Москвич и яр., 1981, 1986). Суть последней заключается в следующем.

В ТПП, как и в других окраинно-платформенных бассейнах, пространственное положение биогеяно-карбонатных формаций, распространение и расположение оргзногенных построек определялось, в целом, тектоническими движениями, связанными с опусканием края платформы. Тектонический контроль биогенио-кврбоиатных формаций осуществлялся, главным образом, эз счет структурообразующих тектонических дакжений конседаментационного типа (МакареЕИЧ и др.. 1984, 1992).

В целом, верхнефранско-турнейский карбонатный комплекс ТПП накапливался в сложных тектонических условиях, связанных со стабильным погружением сеЕеро-восточного края Восточно-Европейской платформы и структурообразующими тектоническими движениями, сопровождавшимися трансгрессивно-регрессивными колебаниями дна бассейна седиментации. При Этом карбонатонакопленне начиналось в завершающуюся фазу трансгрессивного цикла и продолжалось в начальную фазу регрессивного.

Морфологические и генетические элементы карбонатных формаций контролируются проявлением рагломной тектоники е мобильных блоках, а также е пределах конседнменташгенно развивавшихся патеоподнятий стабильных геоблсков.

Органогенные постройки образовались в условиях расчлененного дна бассейна осадконакопления, когда на палеопоянятиях создавались условия, благоприятные для биогенного карбонатонаколлсния.

Наиболее известны и широко распространены органогенные постройки всрхнсфрансксго поямруса.

В течение позднего фраиа на территории ТПП существовали разнообразные палеогеомерфолошческие условия (лагуны и закрытый шельф, отмели, открытый мелкий шельф, открытый плоский шельф).

В зоне открытого шельфа накапливались преимущественно карбонатные нлы. на которых в большом количестве седплнсь представители морского мелководного бентоса, особенно кишечнополостные (строматопораты, табуляты, ругозы). Литолспгческн - это разнообразные (к основном сероцветаые, чаше всего светло-серые) известняки с большим содержанием ерганогенво-обломочного компонента. Именно е этой зеке шельфа формировались различные по Еелнчнне, составу и строению органогенные постройки - от каялнптр до биогермных массивов. Основными биогермообразоЕателями в позднем фране еелялнсь строматопораты, е меньшей степени багряные и синезеленые водоросли, табуляты и рутозы.

Характерной особенностью развития органогенных построек позднего девона ярлгетс« их приуроченность как к линейным инверсионным палеопоянятиям в пределах мобильных геобяоков (Колвинскнй мегавал и зона Восточно-Колвинского разлома - Северо-Мастерьельская, Харьягннскзя, Восточно-Харыгинская, Срсднехзрьягинскзя постройки, Шапкина-Юрьяхинскнй Еал - Южно-Юрьяхинская, Пашшорская, гряда Чернышева и др.), так п к крупным палеосведам конседиментапионного развития в палеозое (Еольшеземельский палеосвод, Северо-Командиршорское поднятие Денисовской впадины, Нижнеомршккое и др.)

В первом случае расположение построек подчиняется, по нашему мнению, региональным (Тнманскому и Уральскому) простираниям структур, ео втором - формируются нзометричной и

кольцевой (атодловндной) конфигурации зоны развития биогенно-карбонатных тел. Указанная зональность подтверждается как приуроченностью органогенных построек к одному н тому же стратиграфическому диапазону, так н палеоэкологическими критериями (сходством породообразующих организмов в пределах зон).

К концу франсксго Еременн на значительной территории происходило обмеление бассейна с образованием отмелей, где в фамене формировались органогснно-детритоЕые банки, отдельные постройки типа биостромов, часто расположенные над биогермными массивами в отложениях позднего фраиа.

Дифференциация фациальиых обстановок определила основные закономерности размещения резервуаров и экранирующих толш. Наиболее высокоемкне коллекторы приурочены к органогенным постройкам - биогермам, биостромам, где коэффициент эффективной мощности достигает 0,5-0,5. Коллекторы органогенных построек - порового, каверново-порового и трешинна-каверново-порового типов, пористость от 8-12% до 15-1?'%, иногда и более, проницаем ость единицы и десятки мД, Мелководно-шсльфоЕые карбонатные отложения обладают средней емкостью и небольшими значениями эффективной мощности - К эф = 0,1-0,3.

Экранирующими толщами являются зональные и локальные покрышки раннефранекого. ранне- и позднефамекского и туристского возраста, представленные глинисто-карбонатными породами, отличающимися большой литологической неоднородностью и невысокими экранирующими свойствами. Отсутствие региональной покрышки привозит к перетоку нефти л газа из верхнефранскнх органогенных построек в структуры облекання, созданные фаменскимн бногеняо-касбснатными телами типа биостромов, над которыми развита зональная глинисто-карбонатная покрышка (тешца Г). Большинство наиболее значительных залежей связано с нкжнефзменскими отложениями, которые образуют структуры облекания над биогермными Еерхнефранскими масснвзмн (Харьяга, Восточная Харьяга, месторождения Еольшсзсмсльскего палеосвода и др.).

Органогенные постройки ЕсрхлсЕизеЛско-ннжнепермской биогенно-карбонаткой формации.

Органогенные постройки верхнего палеозоя широко известны в пределах Уральского обрамления, начиная с отложений верхнего визе и включая нижнепермские. Они вытянуты параллельно уральским структурам и расположены вдоль разломов,

Верхнекаменноугатьные и особенно нижнепермские постройки установлены почти на всей территории ТПП.

В платформенной часта формирование построек началось е конце поздаемоскоЕСКсго времени и наиболее стабильно происходило в ассельско-сакмарское время ранней перми. Жесткий каркас построек создают палеоплизшш (простейшие псишпы), сетчатые мшанки н

различные водоросли (сине-зеленые, багряные), присутствуют крииоидеи, фэрзминиферы, губки, браиюпоаы, иногда кораллы. Форма построек - асимметрнчно-линзоЕияная, крутизна цкльфовых склонов -2-5°, депрессиовиых 4-11°, пористость до 25-30%, газопроницаемость 300-500 мД - до нескольких дарси (МакареЕич, Булач и ар., 1994).

Неравномерное погружение блоков привело к образованию шельфовых п депрессионных

зон.

1-ая, наиболее крупная шельфсваз зона - от Шапкина-Юрьахинского до Колвииского вала, к которой на западе и Еостске примыкают узкие цепрессионные зоны: к ним приурочены крутые склоны, пк разЕнты темно-серые глинистые известняки, аргиллиты, птииы - аепресснонные фацяи. Органогенные постройки е шельфоЕой зоне е границах одного вам имеют разные размеры, отличаются по возрасту, что свидетельствует о неравномерней к неодновременном погружении отдельных блоков в щечьфоЕсй зоне.

П-ая - шельфовая зона - Болынеземельский палеосгод.

Ш-зя - Еат Сорокина - гае вз Тсравее и Варакдее устзноичсны постройки. Имеются и друтие зоны.

В сахмарское гремя ртфообразование в платформенной части ТПП завершается. Лишь в Предуральском краевом прогибе на некоторых участках (р.Кежим) уетзяомшы органогенные постройки, формирование которых происходило вплоть до артннского времени.

Сокращение рифсобразования сггзщю с регрессией, усилением привноса терригенногэ материала.

Большинство органогеннь!х построек несет следы размыва, карстования, цементации,

Региональной покрышкой дня ассельско-сзхмарскогэ, а также зртинского ярусов ямяется глинистая кунтурская толша. В южной я восточной частях провинции карбонатные резервуары экранируются аргиллитами Еерхнеартинского лодъярусв и сульфатао-терригенной, сульфатао-гатегенвой толщами кунгурского яруса.

Коллекторы еысокой н средней емкости разЕЯты в Йжма-Печсрской Епадине, Печоро-Колвннском авлакогене, Хорейверсхой впадине, Вараняей-АдзьЕинской структурной зоне (пористость биогенных доломитизированных известняков и вторичных доломитов до 31-34%, проницаемость до 1000 мД и более). Высокоемкие коллекторы образовались по изначально пористым биогенным известнякам в результате доломитизации и карстоЕаяия. Зоны развития коллекторов средней я низкой емкости (5-10%, редко 11-15%) расположены в Предуратьском прогибе, Е северной части Печоро-КолЕннского аЕлакогенэ, северной части Печсро-Кожвинскогс; Еала, на Мнчаю-Иашникском валу.

Именно к биогенным карбонатам рассматриваемого комплекса приурочены самые крупные месторождения нефти (Усинское, Возейск&е), газа и газоконденсата (Вуктыльское, Лаявожское).

В заключение отметим, что тектоно-геодннамнчсские условия на различных стадиях тектогенеза сказали прямое влияние на процессы генерации и аккумуляции углеводородов, которые нашли отражение г закономерностях размещения залежей нзфгидов в разрезе и на обширной территории Тимано-Печорскогс бассейна.

Составленные с участием автора карты раздельного прогноза нефгегазоносности показывают, что нефтяные залежи приурочены к стабильным геоблокам (Еолыпеземельский, Йжма-Печорский).

Для мобильных геобяоков (Печоро-Колвинскнй, Тимансклй) характерны нефтяные, газонефтякые и газоконденсатные залежи. Здесь происходило многоэтапное формирование углеводородаых скоплений, в том числе и газа, генерированного как при погружении материнских толш на большую глубину (ГЗГ), гак а выделившегося из нефти при падении пластовых давлений при инверсии (Ухта-Ижемский Еал). В то же время активный тектогенез в пределах отдельных мобильных геоблоков (Варандей-АдзьЕинский), характеризующийся высокоамплнтудными движениями с проявлением инЕерсии, приводил к потере газа, его отсутствию в свободной фазе в залежах Вараидей-Аязьвинской зоны. Во Епадинах Предуральского краевого прогиба сконцентрированы основные газовые запасы и ресурсы Т1Ш.

Присутствуют залежи газа в новообразованных ловушках за счет сто латеральной миграции из глубокой огружеяных очагов газообразования.

автора доклада,начиная с 1982 года, осуществлялась количественная оценка перспектив нефгегазоносности ТПП и на ее основе - разработка приоритетных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ. Последняя оценка - по состоянию на 1.01.93г. (Макареенч, Еелонии, Богацкнй, Панкратов, Прищепа, 1994). По этой оценке НСР УВ 7357 млн.т.у.т., из них нефти - 4380 или л.

Открыто около 200 месторождений нефти н газа. 170 из них учтены в балансе. Среди последних 77% - нефтяные. Волынь половины залежей приурочено к двум крупным мобильным структурам - Печоро-Колвинсксму авлзкогену и Варандей-АдзьЕинской структурной зоне. Причем в авлакогене - наибольшее количество разведанных запасов нефти (39%) и газа (74%). РазЕеданность НС? (С[+Сг) - 48% Большая часть запасов нефти (65%) и газа (88%) приурочена к карбонатным коллекторам.

Стратиграфический диапазон нефтегазоноснос-т ТПП - от верхнего орловнка до среднего триаса включительно.

Наибольший диапазон нефгегазоносностк характерен для линейных структур типа валов и мегавалов. принадлежащих мобильным геоблокам земной коры (Колвипский мегавал и Шапкина-Юрьяхикский вал Печоро-Коявинского авлаксгена. вал Сорокина Вараияей-Алзьвинской структурной зоны).

Такого рода структуры отличаются также наибольшей концентрацией ззпасов и ресурсов УВ. Так, в предела*. Ле-чоро-КатЕинскогс аЕдаксгена линейные краевые структуры (Колвинсхий и Печоро-КожЕинский мегавалы, Шапкина-Юрьяхннский рал) содержат 95% всех залежей и около 90% запасов УВ, известных е недрач авлаксгена. Всего же в Печсро-Колвинской НТО открыто 165 залежей нефти и гззз (37% от количества кех залежей ТПП), содержат* 42<$ всех промышленных запасов УВ ТПП. Подавляющее большинство открытых здесь месторождений -многопластовые (в среднем из одно месторождение - 4 затеян), некоторые месторождения содержат более 20 залежей. Ознахо, несмотря на большое число залежей и Еесьма широкий стратиграфический диапазон их распределения, преобладающая часть запасов и ресурсов УВ, как и в ДДВ, сосредоточена в ограниченном диапазоне. Cptini разведанных запасоЕ УВ окало 53% - р гергневнзейско-иижнепермском и 27,5% - в среднедеиенско-ннжнефрянском (Кэбышер, Макаревич, Прншепа, 1994).

По фазовому составу в Печоро-Колтшском авдаксгене наблюдаются следующие закономерности размещения залежей. В «верной наиболее погруженной части, гае основная нефтегенерируюшая тслща ТПП - домаяиковая не распространена, установлены газовые и гшоконткнгзтные залежи, s южной - иефтше-. Такое распределение связано с сушестеоканием двух и более генерирующих толщ. расположенных на существенно разных глубинах и пребывающих соответственно в различных зонах катагенеза.

Наиболее характерной крупной стабильной структурой в ТПП является ХореЙЕерскяя впадина (Еольшеземсльсккй геоблок). Здесь установлена земная кора кратониого типа. В осадочном чехле выявлены малоамшттудные пологие эятпхллналн и приуроченные к палеоповнатиям органогенные постройки различного типа в ордовикско-нижнедевонском, яерхнедевонском и верхневизейско-нижнепермском комплексах. Линейные структуры установлены в г.рзеЕых частях Хорейверской впадины (зоны сочленения мобильных и стабильных геоблоков).

На территории ХорейЕсрсхой впадины открыто наибольшее количество месторождений Е ТПП (51 m 200). Средняя величина месторождения (извлекаемые запасы) - около 10 млн.т.(для сравнения - в Печоро-Кслвинской НТО средняя величина месторождения - 37 мли.т.у.т.).

Большая часть месторождений - одноплэстовые и лишь отиельныс из них содержат 3 залежи. Все месторождения нефтяные. Крупные месторождения характерны для зон сочленения Хор-ейверской впадины с мобильными структурами - Печорс-КолЕннским авлакогеном и Варанаей-Адзьвинской структурной зоной.

Неразведанные ресурсы Осологачбскпе) прогнозируются в Псчоро-Колвинскон (25%), Северо-Предуральской (24%) и ХсреГшерской НТО (17,6%). Наибольшие плотности ресурсов и запасов в мобильных Варанлей-Аюьвинской структурной зоне (99 тыс.т.у.тАм") и Печоро-Колвинсхой (60 тшс.т.у.тЛм2) НТО.

Выполненный во ЬННГРН анализ (Белоннн, Подольский, Мзкэреенч и пр., 1993) показывает, что е ТШ1 можно еще открыть 550 месторождений нефти крупнее 1 млн.т с запасами около 1850 млн.т., в том числе 20 месторождений крупных (запасы солее 30 млн.т.). Среди возможных газовых интерес могут представлять 17 месторождений с запасами более 10 млсд-м", большая часть которых прогнозируется г Лредуральскон НТО.

В последние годы выполнена количественная п геачого-зкономическая оценка ресурсов. УВ экваториальной части ТГШ (Белонин, Подольский, 1994), подтвержденная промышленными открытиями (о.Ксдгуер, Прирааломное нефтяное месторождение вала Сорокина и др..). Оценки по нефт и газу близки к полученным на суше. Прогнозируется открытие здесь 1100 месторождений нефти н 1300 месторождений газа, из них крупных нефтяных - 7, газовых - 6, которые являются рентабельными на современном этапе освоения.

На основании выполненных количественной н геолого-Эконсмпчсской оценок перспектив нефгегазоносности ТПП разработаны приоритетные направления поисков и разведан нефти и

Г.ТЗЗ.

В услоЕ»5х ограниченного финансирование из современном этапе поисково-разведочные работы должны проектироваться, исходя из следующих критериев; 1. Активность приращиваемых запасоЕ, т.е. возможность их вовлечения в разработку в ближайшие годы. 2. Величина и плотность неразведанной части извлекаемых ресурсов, рентабельных для освоения, 3. Уровень развития инфраструктуры.

Исхода из этих критериев, поисково-разведочные работы предлагается сконцентрировать: на нефть -а Хорейверской н Печоро-Колвинскок НТО, на газ - в Предуральском краевом прогибе.

По шельфу Печорского моря (продолжение ТШТ) лишь 15-20Ф ресурсов нефти п 10% газа являются рентабельными ала освоения. Они сосредоточены на продолжении наиболее перспективных мобильных структур суши, которыми являются вал Сорокина, Колеинский метая (Поморский вал), Медынский вал и себеро-Еосточнзя часть о.Колгуег (Песчанооэерская

и Таркская зоны нефгегазонакопления). Уже доказана промышленная нефтегазоноснооть ЕерхнеЕизейско-ннжнепермского карбонатного я псрмско-триасового терршеннсго НТК.

Перспективны и нижезатегающпе карбонатные комплексы, где, как и в верхневизейскз-нижнепермском, протезируются леЕушкп, связанные с бногенно-кар^снатаымн формациями.

Приведенный в докладе материал, характеризующий тектоно-диначичсские закономерности нефтегазоносного!. пекззьтнет тесную связь глубинных тсктоно-геодонамическю: факторов и нефтегазоносное™ различных по строению и эеолюции крупных структур Печорской плиты и Препурачьского краеЕОГО прогиба. Выявленные в Этой провинции стабильные и мобильные геоблоки земной коры отличаются нафтидо-генерационным потенциалом, масштабом нефтегазонакоплеиия, стратиграфическим диапазоном нефгегазоносности, распределением жидких и газообразных УВ.

Наиболее богатыми нефтью и газом являются мобильные геоблоки (нвлакогены, краевые прогибы) и пограничные структуры в зонах сочленения мобильных и стзбильных геоблоков. В авлакогенах с характерным строением земной коры и мощней телтдай осадочного выполнения, ее повышенной проницаемостью за счет пересечения крупиоамплитудными разрывными нарушениями, наличием крупных и хорошо выраженных в ретьефе структур инверсионного типа, широким развитием разнофациальных толщ установлены чалежи нефти и газа ео всех нефтегазоносных комплексах.

Стабильные геоблоки с земной корой кратенного тала характеризуются сравнительно небольшой мощностью платформенного чехла, слабо выраженными в патеорельефе ловушками и обладают меньшими масштабами, диапазоном нефгегазоносности и резким преобладанием жидких УВ.

Выявленные тектоно-геодинамичеекие закономерности иефтегазоносноста континентатьиой части ТШ1 послужили основой прогноза на территории ее акваториацьного продолжения. В ахватсриатаней части ТШ1 протрассировано большинство крупных и средних структур, изесстных на суше, дан пропноз их нефгегазоносности (Швпкннн-Юрьяхннский, Колеинский, Сорокина, Медынский и др.лалы, Хорейверская впадина и др.) и предложения по направлению геологоразведочных работ на нефть и газ (о.Колгуев и др.).

Открытая нефти и газа на указанной территории (Песчаноозерское, Таркскос, Приразломное и др. месторождения) явились подтверждением обоснованности такого прогноза.

ВЫВОДЫ

На основании выполненных исследований различно построенных и находящихся на разной стадии Эеолюции крупнейших (надпорядковых) структур Восточно-Европейской платформы

удалось наметить основные тектоно-геодннамнчесхие закономерности нефгегазоносности н на этом основании количественно и качественно оценить перспективы нефгегазоносности как хорошо изученных материковых частей бассейнов, так и морских слабо изученных территорий.

Показана четкая связь тектонического строения и эволюции нефтегазоносных комплексов, величины ресурсов нефти и газа, фазового состояния УВ с глубинным строением.

Тип земной коры, характеризующийся гипсометрией поверхности М, проявлением мантийного диапиризма, тектоно-гсодянамическая и геотермобарическая активность маним оказывают существенное влияние на нефгегаэоносность бассейнов, стратиграфический диапазон нефгегазоносности и фазово-геохнмическое разнообразие углеводородных скоплений.

Крупнейшие структуры с кретонным типом коры полного профиля со слабо выраженным (невыразительным) мантийным диапиром обладают ограниченными возможностями к погружениям, сравнительно небольшим объемом осадочного выполнения и соответственно ограниченными ресурсами углеводородов, в основном, жидких (Балтийская НТО). Промышленная нефтеносность в них концентрируется в пределах наиболее тектонически активных прираздомных зон поднятий (зон нефггенакопления), прослеживаемых как на суше, так и в акватори&льной часта.

Гораздо большими перспективами нефгсгазоносносш обладают структуры типа авлакогенов (палеорнфгы) с земной корой деструктивного типа, характеризующейся сокращением мощностп магмаметзморфнческой части земной коры, обратным рельефом поверхностей М и фундамента, мошной толщей осадочного выполнения, среди которого доминирующим является комплекс стадии рифгового грабена, наличием мантийного лиапира и др. Длительная и многоэтапная активизация последнего привела к проявлению нескольких стадий рифтегеиеза, каждой из которых соответствует сформировавшийся нефтегазоносный комплекс с генерирующими и аккумулирующими толщами. Это наиболее четко проявилось в пределах хорошо изученного Печоро-Колвинского анлакогена с тремя стадиями рнфгогенеза: байкальской, каледонской и герцинской- Именно такого типа мобильные геоблоки являются наиболее богатыми нефтью и газом, залежи которых приурочены к широкому стратиграфическому диапазону (практически по всему осадочному чехлу), отличаются фазово-геохимическим разнообразием углеводородных скоплений.

В то же время бассейны с признаками деградации мантийного диапиризма при наличии надежных экранов характеризуются концентрацией скоплений нефти в узком стратиграфическом диапазоне (Припятская впадина).

В бассейнах, связанных с многоэтапным проявлением стадии рифгового грабена, установлена значительная концентрация преимущественно нефтяных залежей в зонах их

сочленения со стабильными геоблоками земной коры. Наиболее яркий пример - восточная н западная зоны сочленения Хорейверской впадины (Большеземельский палеосеод) с Печоро-Коявинским и Варандей-Адэьвинским авлакогенами.

Тектонически наиболее мобильные геоблоки характеризуются формапионным многообразие»,« осадочного чехла, с широким развитием как терригенных (включая черяослзниеЕые обогащенные РОВ), так и карбоншных (в том числе биогснно-карбонапшх) формаций. Последние даже на больших глубинах сохраняют значительный потенциал своих резервуаров и поэтому являются одними из важнейших объектов поисков нефти и газа на больших глубинах, в том числе и в экваториальной частя бассейнов (верхнеордовикско-нижнеасвонский, доманиково-турнейский, верхневизейско-нижнепермский карбонатные комплексы ТПП).

Выполненная количественная и геолого-®кономическая оценка ресурсов УВ Балтийской НТО и Тимано-Печорской провинции позволияи выделить главные направления поисконо-ряведочных работ на нефть и газ в этих регионах, которые реализуются производственными организациями.

Список освовтак ощЪткоешвых работ по гене двееертацшп

1. Макарэв1ч У.М., Фрсйнкмая М.Р. Псторыя геалапчнага развшця Ельска-Нараулянскага участка Прыпяцкага грабену //Весц1 АН БССР. Сер-ф)з.-тЭх.навук. - 1962. - N 3.- С.105-110.

2. Макарсвнч В.Н. О взаимосвязи Припятской и Днепровско-Донецхой впадин //ДАН ЕССР, - 1963. - ТЛИ - N И. - С..549-551.

3. Макарсвнч В.Н., Скоков К.Д. О некоторых результатах геотермических исследований в глубоких скважинах Припятской впадины //Разведочная и промысловая геофизика. - 1963. -ВыпЖ - С..97-102.

4. Макарсвнч В.Н. К вопросу о формировании соляных структур Припятской Епадпны //О геологическом строении и перспективах нефтсгззоносяоети Припятской впздияы. - М-, 1964. -С.Л4-18.

5. Макаревич В.Н. О тектонической структуре восточных районов Припятской впадины //Геологическое строение и перспективы нефтегазоносное™ ЕССР. - М., 1966. - С..118-123.

6. Аввакумов Й.А., Анцупов П.В., Баранов И.Г., Высочанский П.В., Мартынов А.А., Макаревич В.Н. Тектоническая карта Днепровско-Доненкой впадины.- М, ГУГК, 1966.

7. Айзберг P.E., Анцупов П.В., Макаревич BJ!., Синичка A.M. О тектоническом районировании Припиской впадины //Достижения геологической науки по Днспровско-Дояецкой впадине за годы Советской втзсти. - Чернигов, 1967. - С..23-25.

8. Макарович В.Н. Тектоника восточных районов Припятской впадины (в связи с нсфгсггаоносностью). Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геологс-минералопичесхих наук. - Минск, 1967. - 26 с.

9. Айзберг PJB-, Горелик З.А., Макаревич Ё.Н., Синичка АЛ!., Тырышкин С.Б. О соотнощснкн структур Ш и IV порядка Припятской епздкшы и разрывных нарушении в фундаменте //Материалы пятой конференция геологов Прибалтики и Белоруссии. - Вильнюс, 1968. - C..93-9S.

10. Макаревич В.Н., Герасимова Ж.А., Рынский М.А. Ö строении подсолевых отложений северо-восточной части Припятской впадины и их нефтегазоносностн //Новые данные по геологии и нефгегаэоносносш Припятской впадины а смежных районов, - М., 1968.

11. Айзберг P.E., Анцупов П.В., Горелик З.А., МакарсЕич В.Н., Синичка А.М. Принципы тектонического районирования Припятской Епадины //Новые данные по геологии и нефтегазоносное™ Припятской впадины в смежных районов. - М, 3968.

12. Горелик З.А., Айзберг P.E., Синичка A.M., Анцупов, П.В., Макаревкч В.Н. Современная структура и история тектонического рШЕитая Припятской впадины. - Минск, 1968. -203 с.

13. Горелик ЭЛ., Айзберг P.E., Макаревич В.Н., Синичка А.М. Структура вер хн со о лен ос н о го комплекса Припятской впадины и вопросы методики нефгслонсковых работ //Геология нефти и газа. - 196S.- N 2.

14. Макаревич В.Н.. Конишев B.C. Классификация локальных поднятий Припятской впадины //Вопросы региональной геология Прибалтики и Белоруссии. - Рига, 1969. - С..67-73.

15. Айзберг P.E., Анцупов П.В., МакареЕич В.Н., Синичка А.М. О тектоническом районировании Прииятского прогиба //Геология и нефтеносность территории Белоруссии и смеашых районов. - Минск, 1969. - С..100-112.

16. Лисенхо ЭЛ., Макаревич В Л. Новая нефтяная залежь Речицкого месторождения //Нефтегазовая геология и геофизика. - 01970. - N 9.

17. Макаревич В.Н. О выделении структурных Этажей в пределах Енутргахдачформенных структур (на примере Донецко-Пртшятского авлакогена) //Перспективы нефтегазоносностн девонских сяясшений Прииятского прогиба и Днеировско-Доненхой впадины. - М, 1970. - С..102-106.

18. Макаревич ВЛ. Особенности проявлеяня соляной тектоники в Припятской впадине //Вопросы геологии территории БССР и некоторых смежных районов УССР. - Минск, 1970. -C..2J2-248.

19. Кснишсд B.C., Макаревич В Л. Разрывные нарушении нового типа Припятской впадины /Яр. УкрНИШШД, вып.УПНХ, "Недра'. М, 1971.

20. Багино В А., Конивдег B.C., Макаревич В.Н. Строение и нефтеносность прирвзломных зон Припятской Епаданы //Геаяогия нефти и газа. 1971. - N 11.

21. Копите® B.C., Макаревич ВЛ. Строение и формирование региональных разломов и прирапяомных зон Припятской впадины //Региональная тектоника Украины и закономерности размещения полезных ископаемых. - Киев, 1971.

22. Макаревнч ВЛ. Эштлатформевная рвфговая зона Днепровско-Прлпятского авлакогена /ЩАЯ БССР.- T.XV.- 1972-N 2. - С.. 162-164.

23. Аннупов ПЛ., Еопгао В.А., Ерусенцав АЛ., Кудравеа И.Д., Макаревич ВЛ., Синичка А.М., Травницкая Н.Ф. Геология нефипшх месторождений Белоруссии.- М, 1972.- 229 с.

24. Кояищев B.C., Макаревич B.TL Конседиментациоиные соляные структуры и фазы купол ообраэования ЯДАН БССР. - 1972. - TJCVL- N б. - С.Л19-551.

25. Богомолов ГЛ., Конпике B.C., Макаревич В.Н. О механизме формирования Донецко-Прнпятского авлакогена //ДАН БССР. - 1972. - T-XVL- N 4.

26. Коннпзев B.C., Макаревич ВЛ. О поясках стратиграфических залежей нефти в Припятской впадине //Нефтегазовая геология и геофизика. - 1972. - N 3. - С..26-29.

27. Анцупов ПЗ., Макаревич ВЛ., Конишев B.C. Основные черты геологического строения и развития зпиплвгформенных рифговых зон и авлакогеиов //Геология нефти и газа. -1972. - N 9. - С..54-59.

28. Макаревич ВЛ., Цыпко А.К. О структурных этажах Донешсо-Прнпятского авлакогена //ДАН СССР.- 1972, - T.2G3. - N 2. - С..425-427.

29. Макаревич ВЛ., Конишев В.С. О характере сочленения тектонических структур Припятской впадины //ДАН ЕССР. - 1972. - T.XVL- N 3. - С..248-251.

30. Айзберг Р.Б., Богиво В.А., Костромин Г.А., Макаревич ВЛ., Окушко ВЛ. Тектоника поасолевого нефтегазоносного комплекса Припятской впадины //Перспективы обеспечения промышленности УССР ресурсами природного газа. - М, 1972. - С..73-75.

31. Конишев В.С, Лутганоиич ЮЛ., Макаревнч В Л. Об условиях формирования ешкяоеных формаций //ДАН БССР. - 1973. - TJiXVH. - N б. - С..549-552.

32. Конюяев B.C., Макаревич B.H. О некоторых закономерностях распространения и формирования коллекторов в Есрхнеднзонских карбонатных отложениях Припятской Епалнны //Карстовые коллекторы нефти и газа. - Пермь, 1973. - С.,129-131.

33. Макарович В.Н. Особенности соляного тасгогенеза в Припятской епздинс /Яекгоиика и иефтегаэояосность солянокупольных областей СССР. - Алма-Ата, 1973. - С..214-216.

34. Конигасв B.C., Макаревич В Л. О сотношении структурных планов межсетевых и поясолевых отложений Донсцко-Припятското авлакогена //Тр.УкрНИШШД. - 1973. - Выл.11-12.-С.129-133.

35. Могил егский ГА., Стаднвк Б.В., Макаревич В.Н. Сравнительный анализ результатов газобиохимических исследований на нефп> и газ в различных частях Русской платформы //Voltage zu geochimischen und chemischphysikalischen Problem Erdol-Eikunduag und - Fordcnjng. - Budapest, 1973. - Band I: Geochemie. - C.375-405.

36. Еоткно В .А.. Конищеа B.C., Макаревич ВЛ. Формирование разрывных нарушений Припятского прогиба //Вопросы нефтяной геологии и геофизики БССР. - Минск, 1973. - С.137-145.

37. Кошпцсе B.C., Макаревич ВЛ. Кснседнментацнонные разломы Припятской впадины //Проблемы тектоники БССР и смежных районов. - Минск, 1974. - С.82-89.

38. Шарданов АЛ, Бабалян ГТ., Макаревич В Л, О критериях оценки перспектив нефтеносности Припятской впадины //Геология н нсфгегазоносность западных областей Европейской часта ОХР. - М, ИГиРГН, 1974.

39. Аипупов ПВ., Еескопылыгый В.11, Макаревич ЕЛ. Роль тектонического фактора в формировании геотермического поля Припятского прогиба /Яр.Украинского государственного научно-исследовательского и проектного института нефтяной промышленности. - М, 1974.-Вып. 14-15.

40. Макаревич ВЛ,, Конищев B.C. Соотношение структурных планов соленосных толш и поясолевых отложений Припятского прогиба //Проблемы тектоники Припятского прогиба. -Минск, 1974. - £52-61.

41. Макаревич В.Н. Тишковское месторождение нефти //Белорусская Советская энциклопедия. - Минск, 1974. - Том X.

42. Махиач А.С., Макаревич В Л. Припятская впадииа //Белорусская Советская энциклопедия. - Минск, 1975. - Том VHI.

43. Бескопыльный В Л., Макаревич В .Н., Москвич В.А. Строение и нефгегвзоносностъ погруженных крыльев региональных разломов Припятской впадины //Вопросы нефтяной гсолоши. - Минск, 1975. - С.45-60.

44. Конииев B.C., Макаревич В.Н., Сахкбгарсев P.C. Условия формирования и закономерности распространения коллекторов в карбонатных отложениях Прапятсхого прогиба //Нефтеносность Припятского прогиба. - Минск, 1975. - С.146-153.

45. Макаревич ВЛ., Кониадев B.C. Основные Этапы развития территорий поздних авлакогенов Восточно-Европейской платформы //Строение н развитие платформенного чехла Белоруссии.- Минск, Наука я техника, 1976. - С.3-7.

46. Гарецкяй Р.Г., Айзберг P.E., Богано В.А., Бондаренко Б.В., Горелик ЗА., Знновенко Г.В., Конищеж B.C., Макаревич В.Н., Мяхнач A.C., Пасюкевич ВЛ. Тектоническая карта Белоруссии масштаба 1:500 ООО. - Минск, ПТК, 1977.

47. Макаревич В.Н., Москвич В.А. О тектонических условиях осадконакопления в пределах локальных структур Припятского прогиба /Локальные структур,! Белоруссии и Прибалтики. -Вильнюс, 1978. - С.65-67.

48. Макаревич В Л. О проявлении стадии инверсия в развития авлакогенов //ДАН ЕССР.-1979. - Т.ХХШ. - N 6. - С.543-546.

49. Макаревич ВЛ., Ярошенко В.Н., Астафьев ВЛ. Основные результаты и направления исследований нефтеносности Советской Прибалтики //Проблемы гесшоти иефтн и газа: Теэлокл. - Ленинград, 1979. - CJ0-52.

50. Бескопыльный В.Н, Макаревич В .iL О нефгегазоносиости новообразованных и унаследованных поднятий древних платформ //ДАН ЕССР. - 1980. - T.XXIV. - N 9. - С.833-836.

51. О строении земной коры рифтовых зон и авлакогенов и их происхождении //Еюл-МОИП, отд-геол. - 1980. - Т.55. - Вьш.1. - С.28-31.

52. Макарежич ВЛ., Ярошенко ВЛ., Астафьев В.П., Дукальская И.М. Тектонические критерии нефгсгаэоносностн Балтийской синеклизы //Тектонические критерии нефгегазоноскоста территории СССР. - М, 1980. - С.92-104.

53. Бескопьшьиый ВЛ, Макаревич ВЛ. Нефтегазоносность новообразованных н унаследованных поднятий древних платформ //Происхождение нефти и газа, их миграция и закономерности образования и размещения нефтяных и газовых залежей (Тезлокл.). - Львов, 1981. - С.156-157.

54. Макаревич ВЛ. Перспективы нефтегяэоносности областей распространения вулканогенных образований //Нетрадиционные источники углеводородов. - Ленинград, 1982. -С.90-97.

55. Алиев И.М., Гарепкий Р.Г., Дикеиютейн Г.Х., Семенович ВЛ5., Макаревич ВЛ. Тектоническая карта нефтегазоносных территорий СССР масштаба 1:2 500 ООО. - М, 1983.

56. Макаревич В.Е., Бакланов Э.К., Удот Г.Д., Холоднлов В.А. Слозшопоотроениыс ловушки Тимяно-Печорской нефтегазоносной провинции //Условия формирования неантиклинальных ловушек на севере Европейской части СССР. - Ленинград, 1984. - С.5-17.

57. Головань A.C., Макаревич В.Н., Холодилов В.А. Хорейверская впадина - перспективный поисковый объект в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции //Геология нефти н гзза.-1984. - N 12. - С.5-9.

58. Макаревич В.Н. Закономерности строения и эволюции авлакогенов и их вефгегвзоносность //Серия "Нефтегазовая геология и геофизика". - 1985. - Вып.11(84). - 39 с.

59. Макаревич BJL, Богацкий В Л., Аннщенко Л.А., Данилевский С.А, Зоны нефгЕгазоиакоплсшм Тимаио-Печорской провинции //Закономерности формирования скоплений нефти л газа в платформенных нефтегазоносных провинциях СССР. - Ленинград, 1985. - С.83-92.

60. Макаров К.К., Богацкий В Л, Васоерман Б.Я., Макаревич В.Н. Итоги научно-исследовательских работ ВННГРИ в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в 1979-33 гг. и их направления на последующие годы //Минерально-сырьевые ресурсы Европейского Северо-Востока СССР /Труды X геологической конференции Коми АССР. - Сыктывкар, 1986.

61. Макаревич В Л., Москвич BJV. Палеозойские органогенные постройки запада Восточно-Европейской платформы (условия формирования и иефтегазоносность) //Нефтегазоносносп. западных районов Европейской части СССР. - М, 1986.

62. Макаревич В .IL Перспективы нефтегазоносное™ платформенной области Бангладеш/Труды VI геологической конференции Банпгадещского геологического общества. -Дакка, 1986.

63. Гарсакий Р.Г., Махнач A.C., Макаревич В.Н., Москвич В.А., Урьев И.И. Тектоника, фации и формации запада Восточно-Европейской платформы. - Минск, 1987. - 214 с.

64. Черников КА., Ариствров MJT., Забалуев ВЛ., ДраноЕский ЯА., Коц ВЛ\, Лазарев B.C., Макаревич В.Н., Неручев СТ., Шиманский В.К. Словарь по геолопш нефти и газз.-Ленннград, 1988. - 679 с.

65. Богацкий В.И., Теплов EJ1., Панкратов Ю.А., Макаревич В.Н. Ресурсы нефти и газа Тнмако-Печорской нефтегазоносной провинции //Геология и минерально-сырьевые ресурсы Европейского северо-востока России (Тезлокл.). - Сыктывкар, 1993. - С. 194-195.

66. Белонин М.Д., Буданов Г.Ф., Макаревич ВЛ., Прицепа О.М. Блоковое строение Тимано-Печорсксго нефтегазоносного бассейна и его влияние на характер иефгегазоносностя осадочного чехла //Блоковое строение земной коры и нефтегазоносноста (Тез.докл.). - С.Петербург, 1994. - С.92-93.

67. Юшкин HJL, Белонин М.Д., Богацкнй В.И., Делеев В.А., Макаревич В.Н. Геологическая наука к решении актуальных геологических проблем Республики Коми. Доклад на Всероссийской конференции //Геология и минерально-сырьевые ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 1994. - 43 с.

68. Кабышев ЕЛ., Макаревнч В.Н., Пришел а ОЛЬ Закономерности размещения скоплений нефпз и газа ПечорсКсигвшского и Диепровско-Прнпятского авлакогенов на основе сравнительного анализа //Поиски, разведка и добыча нефт и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море (Тез-докл.). - С.-Петербург, 1994, с.71-72.

69. Макаревич В.Н., Внсвунова KJ"., Танинскяя Н.В. Зоны сочленения стабильных и мобильных геоблоков ТиманоПсчорской провинции - новый высокоперспективный объект поисков углеводородов //Блоковое строение земной коры и нефгегазоносностт. (Тез-докл.). - С.Петербург, 1994. - С.95-96.

70. Макаревнч ВЛ., Булач MJC, Еелоновская Л.Г., Гмид Л.П. Коллекторы верхнепалеозойских отложений Тимано-Печорской провинции //Поиски, рагзведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море: Сборник докладов Международной конференции. - СЛЬтсрбург, 1994. - С.153-162.

71. Бескровная О.В., Лазарев B.C., Макаревич В Л. Прогноз нефтегазоносное™ гаубокоз ал стающих горизонтов Тимано-Печорской провинции //Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тнмано-ПЬчорском бассейне и Баренцевом море (Тез.ясгл.). - С.-Петербург, 1994. - С.64-65.

72. Белонин М.Д., Макаревич В Л., Холоднлов В.А., Богацкнй В.И. Ресурсы нефти и газа материковой части Тимано-Печорской провинции //Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море: Сборник докладов Международной конференции. - С.-Петербург, 1994. - С.103-111.

73. Белонин М.Д., Богацкнй В.Й., Макаревич В.Н., Панкратов Ю.А. Карта перспектив нефтегюоносиости Тимано-Печорской провинции масштаба 1:1 ООО ООО, ВНПГРИ, 1995.

74. Лукин АЛ., Шимансхий В .К., Макаревич В.Н. Лятогеодинамическяе основы геохимического моделирования генерациозшых и аккумуляционных процессов в нефтегазоносных бассейнах //Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов (Теэ.докл. Международной конференции), - С.-Петербург, 1995. - С.16-17.

75. Аминов Л.З., Белонин М.Д., Еогацкий ВЛ., Боровивских АД, Грунис Б.Е., Данилевский С.А., МвкареЕич ВЛ., ПагасратоЕ Ю.А. Нефтегазовый потенциал и геалого-экономнчесяне показатели подготовки н освоения углеводородного сырья в Тимано-Печорской провинции. - С.-Петербург, 1995. - 98 с.

76. Беловнн МД., Лукин А£.,Макарсвич ВЛ1 Секвснсстратиграфическне критерии нефгегазоносности ¿Сеиенсстратиграфня нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ (Тет-дом-Международиой конференции). - С.-Петербург, 1995. - С.15-16.

77. Макаревич ВЛ., Белонин М.Д., Богещшй ВЛ. Organogenous bildups of the Timan-Pechora oil and gas province (TPP). 29 Intem.Gco!ogical Congiess.-Kyoto, Japan, 1992. - Vol.2. -C.333.

78. Еслонин М.Д., Богацкий В.Й., Макаревич ВЛ., Шиманский В.К. Timan-Pechora Petroliferous Province; Geological Structure, Scale of Generation and Accumulation of Hydrocarbous. AAPG Intem.Conf. and exhibition,- London, 1991. - C.51.

79. Белония МД., Макаревич B.H., Григоренко Ю.Н., Сандзик К.О. Pctroltcum exploration and production in Titian-Pechora basin and Barents sea. VNTGRI-IKU Norway.- St-Petersburg, 1995.221 c.

РЭЗЮМЭ

Макарэг1ч УлвдаЫр Мжаяаев!ч. "Тэктона-геядынамкныя заканамернасш яафгагазаноснасш платформаЕых структур"

Клмчавыя словы: Балтийская сшевлгаа, Данецка-Припяши аулакагея, Пячорская гшта, зямная кара, илзтформавы чахол, аафгагазаносвы комплекс, рыфгатенез, генорыруючыя тоушчы, зоны нафгагазакоснасш, лзвущы, аргаяагенныя пабуяовы, ресурсы вуглеваяародау.

Сгратыграфчны, ппсаметрычны, фазава-геах!м!чны дыяпвэон нафгагаэаиоснасц), прасторава-часовое размеркаваане вушеводороаных скоп;имау платформавых структур у эначнзй ступеш' абумоулены глыбщным! тактана-геаданампным! факторами

Структуры найбольш вялЫх намерау з кратонным типам зямной кары поунага профитю (Балтийская сщеаипзв) i сла&а вызначаным мантыйным д5зп5ра-л харахтгрызуюццз абмежгшзнкш ресурсам! вадюх вугаевадародау у вуним стратыграфтошм дыяпазоне.

Значна большым нафгагенерацыйньм патанцыялвм 1 рэсурсам! вугаевадародау адрозшваюцца структуры тылу аулакагенау, тя хараетарызукщца зямной карой дострувдунага тьшу I шмалил аметровай асадкавай тоушчай, якая утварылася галоуным чынам у стадыю (некалыи стадый) рыфтаганезу. Да найбояьш магугаыя осадааяых тоушчау стадьп рыфгавага грабена прымеркаваны гснерыруючыя тоушчы 1 асноуныя запасы 1 рэсурсы (нафгавыя 1 газавыя) еуглейадзродау (Данецка-Црыпяти аувлэкагеа, Тшаиа-Пячорсш басейн).

Маштабнасць 1 характер такташчнай актыувнасщ геаблокау зямной кары у розныя геялапчныя эпох) аказсаюць непверэдны уплыу на будову, склад I магутнасць асадкавай абаточш 1 яе нафгагаззноеиасиь. Найбольшай шчыльнасцю расурсау 1 запас ау нафты 1 газу, а таксам а

прысутаецю валшх радоЕШГЧау у шырошм стратыграф1теым дыяпазоне характарызуюцца мабтьныя геябяою зямной кары i зоны злучэннж мабшьных i стабильных Геаблокау (Пячора-Колвшск! аулакаген, Варанзэсй-Адзьвшская структурная зона i :нш.).

РЕЗЮМЕ

Макэревнч Владимир Николаевич. "Тектоно-гсодинамические закономерности нефтегазоносности платформенных структур".

Ключевые слова: Балтийская синеклиза, Донецко-Припятский авлакоген, Печорская плита, земная кора, платформенный чехол, нефтегазоносный комплекс, рифгогенез, генерирующие таили, зоны нефгегаэонзкопленнг, ловушки, органогенные постройки, ресурсы углеводородов.

Стратиграфический, гипсометрический, фвзово-геохимический диапазон

нефтегазоносности, пространственно-временное распределение углеводородных скоплений платформенных структур в значительной степени определяются глубинными тектопо-геоданамяческими факторами.

Крупнейшие структуры с крзтенным типом земной коры полного профиля (Балтийская синеклиза) и слабо выраженным мантийным диапиром обладают ограниченными ресурсами жидких углеводородов е ужом стратиграфическом диапазоне. Гораздо большим нафгаао-генерационным потенциалом и ресурсами углеводородов обладают структуры типа авлякогенов, характеризующиеся золной корой деструктивного тапв и многокилометровой осадочной тол шей, сформировавшейся главным образом в стадию (либо несколько стадий) рифтогенеза. К доминирующим по мощности осадочным толщам стадии рифтоЕого грабена приурочены генерирующие толщи и основные запасы п ресурсы (нефтяные и газовые) углеводородов (Донелко-Припзггскнй авлакогея, Тимаяо-Печорский бассейн).

Степень и характер тектонической активности геобяоков земной коры в различные геологические апехи оказывает прямое влияние на строение, состав и толщину осадочной оболочки, масштабы нефтегазоносности. Наибольшей плотностью ресурсов н запасов нефти и газа, наличием крупных месторождений в широком стратиграфическом диапазоне обладают мобильные геоблоки земная корь! и зоны сочленения мобильных и стабильных геоблоков (Печоро-Колвииский авлакоген, Варандей-Адзьигнская структурная зона и др.).

SUMMARY

Makarevich Vladimir Nickolaevich "Tectonic-geodynamical principles of petroleum potential of platform structures".

Key words: Baltic synecliBe, Donets-Pripyat auiacagen, Pechora plate, earth crust, platform cover, petroleum complex, rifting, source rocks, petroleum accumulation zones, traps, organogenous buildups, hydrocarbon resources.

Deep-seated tectonic-gcodynamical factor« in a large measure determine the 6tratigraphic, hypsometric, phase - geochemical range of petroleum potential and spatial-time, distribution of hydrocarbon accumulations of platform structures.

The largest structures with total profile of earth crust cratonic type (Baltic syneclise) and unsignificantly expressed mantle diapir are characterized by liquid hydrocarbon limited resources in a thin stratigraphic interval.

The structures of aulacogen type, characterizing by the destructive type of earth crust and sedimentary cover with thickness of many kilometers formed, mainly, in a rifting stage (or some stages), have considerably great petroleum generation potential and hydrocarbon resources. The generating strata and basic hydrocarbon reserves and resources (Donets-Pripyat aulacogen, Tunan-Pecbora basin) are associated with the sedimentary strata of rift graben stage characterizing by the most large thickness of sedimentary strata.

The size and character of tectonic activity of earth crust geoblocks in different gcalogic epochs directly influenced on sedimentary cover structure, composition, and thickneBs, petroleum potential scales. The mobile geoblocks of earth ctust and junction zones of mobile and stable geoblocks (Pechoia-Kolvin aulacogen, Varandei-Adzvin structural zone, and others) are characterized by the most density of hydrocarbon resources and reserves, presence of large fields in a wide stratigtaphic interval.