К оглавлению журнала

 

УДК 553.98.061.32

© А. Н. Дмитриевский, 1994

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПАЛЕОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ

А.Н. ДМИТРИЕВСКИЙ (ИПНГ РАН)

Нефтегазогеологическое районирование является основой для прогнозирования особенностей размещения нефтяных и газовых месторождений и заключается в установлении в пределах изучаемого участка земной коры перспективных и отношении нефтегазоносности геоструктурных элементов и отложений.

Разработке принципов геологического районирования крупных нефтегазоносных территорий в отечественной литературе уделяется большое , внимание. При этом у различных исследователей отмечается разный подход к выделению и классификации нефтегазоносных территорий.

В 1934 г. И.М. Губкин впервые сформулировал принципы выделения крупных нефтегазоносных территорий и подразделил их на геологические провинции, области и районы. И.О. Брод (1953) обосновал необходимость использования нефтегазоносного бассейна в качестве основной единицы районирования.

Эти точки зрения на основные принципы нефтегазогеологического районирования, имеющие многочисленных и непримиримых последователей, отражают два различных подхода к оценке нефтегазоносности перспективных площадей и, главное, - выбору основных направлений нефтегазопоисковых работ.

Главная задача нефтегазогеологического районирования - выделение перспективных в отношении нефтегазоносности' геоструктурных элементов и отложений в целях выбора основных объектов нефтегазопоисковых работ.

Использование нефтегазоносного бассейна (НГБ) как целостного исторически развивающегося природного образования дает много преимуществ при анализе нефтегазоносности изучаемых площадей. Однако, выделяя НГБ, некоторые исследователи (И.О. Брод и др., 1965) исключают из их состава крупные положительные структуры, являющиеся, по их определению, погребенными структурными разделами между двумя соседними бассейнами, допуская, что часто к ним приурочены крупные месторождения нефти и газа. В качестве примеров приводятся месторождения нефти и газа, связанные с мезозойскими отложениями вала Карпинского, который отделяет выделенный авторами Среднекаспийский бассейн от Северокаспийского; с палеогеновыми отложениями Ставропольского выступа, разделяющего Среднекаспийский и Азово-Кубанский бассейны, а также многочисленные и богатые по запасам месторождения нефти Цинциннатского свода, отделяющего Мичиганский и Иллинойский бассейны от Аппалачского; месторождения нефти свода Бенд, который разделяет Пермский бассейн от бассейна Мексиканского залива.

Представители второго направления чаще всего выделяют провинции, области и районы, ориентируясь в основном на современный структурный план. В связи с этим следует напомнить мнение И.М. Губкина, что нефтегеологическое районирование - это, в первую очередь, палеогеологическое районирование и что при попытке подойти к установлению нефтяных геологических провинций нужно прежде всего сразу в значительной мере отмежеваться от современной топо- и орографии и сказать, что они не являются решающими факторами распределения нефти.

А.А. Бакиров (1972), развивая основные положения И.М. Губкина, обосновал необходимость изучения историко-геологического развития нефтегазоносных территорий с тщательным анализом палеогеографических, палеогидрогеологических, фациальных, палеогеохимических условий формирования отложений и изменения этих условий в пространстве и времени.

При рассмотрении нефтегазоносных бассейнов, выделяемых в современной структуре земной коры различными исследователями (И.О. Брод и др., 1965), возникают трудности при установлении их границ. В один и тот же бассейн, как отмечает А.А. Бакиров (1972), часто включают разнородные и различные по тектоническому положению территории. Как показывают практика работы и анализ большого фактического материала, даже при выделении палеобассейнов в отдаленных геологических эпохах обычно легче устанавливаются границы их распространения и участки развития максимальных мощностей. Следует подчеркнуть также, что размеры палеобассейнов иногда значительно меньше, чем размеры современных нефтегазоносных бассейнов, выделяемых различными авторами. Это, видимо, объясняется тем, что в современный нефтегазоносный бассейн включают области крупных поднятий и устойчивых прогибаний, тогда как при историко-геологическом изучении выявляется существенное различие между этими геоструктурными элементами. Так, выделяемый И.О. Бродом и др. (1965) Северокаспийский нефтегазоносный бассейн в соответствии с историей геологического развития разделяется на устойчиво и длительно прогибавшиеся палеобассейны: Прикаспийской впадины, Предуральского прогиба и Волго-Уральской области. Последний включает в себя современные сводовые поднятия - Татарский, Башкирский, Токмовский, Жигулевско-Пугачевский, в пределах которых накопились осадочные породы мощностью не более 1,5-2 км.

В настоящей статье обосновывается необходимость введения палеогеологического районирования, которое позволяет снять противоречия двух традиционных подходов и открывает новые возможности в выделении перспективных площадей и отложений.

Введение палеогеологического - районирования позволяет:

использовать рациональные наиболее эффективные методы нефтегазогеологического районирования, разработанные представителями различных. школ, и, в частности, сохранить идею исторически развивающейся природной системы, роль которой в этом случае выполняет осадочный бассейн (а не нефтегазоносный бассейн);

перевести районирование на уровень, позволяющий более детально и точно выделять структурные элементы и отложения;

зафиксировать и, главное, использовать при районировании этапы развития осадочного бассейна и его структурной перестройки;

повысить точность выделения объектов первоочередных нефтегазопоисковых работ.

Выделяемые при изучении осадочных бассейнов структурно-формационные этажи соответствуют древним осадочным бассейнам, или палеобассейнам (А.Н. Дмитриевский, 1982).

Палеобассейн является основным компонентом палеогеологического районирования и самостоятельным объектом для изучения и последующих нефтегазопоисковых работ.

Характер тектонических движений предопределяет пространственное размещение бассейнов седиментации, областей поднятий, тип береговых линий и т.д. Поэтому первостепенное значение имеет изучение направленности вертикальных колебательных движений и суммарной величины их амплитуд в течение определенных геологических периодов времени. Иерархическая структура системы "осадочный бассейн", фиксирующая этапы эволюции бассейна как целостной развивающейся системы, показывает, что палеобассейны являются своеобразными вехами в этом развитии. Установление закономерностей размещения палеобассейнов, их эволюции способствует с одной стороны, восстановлению истории геологического развития осадочного бассейна и, с другой стороны, выявлению закономерностей локализации скоплений нефти и газа.

Для Прикаспийского бассейна построены схематические карты, отражающие характер распределения мощностей отложений различного возраста и, следовательно, особенности размещения и эволюции бассейнов осадконакопления.

Анализ схематических и структурных карт позволяет сделать вывод о том, что восточная часть Прикаспийского бассейна в палеозойское время была ареной проявления разнонаправленных движений, в различной мере затронувших те или иные блоки фундамента. До конца среднего - начала позднего девона в развитии Прикаспийской впадины имелось много общих черт с развитием остальных районов Восточно-Европейской платформы. Трансгрессия позднего девона обусловила интенсивное прогибание центральной части Прикаспийского палеобассейна. Как показывают выполненные построения, максимальная мощность осадков девонско-артинского возраста превышает 4000 м и приурочена к участкам, близкорасположенным к центральным районам впадины. В крайних восточных районах мощность этих отложений на 500 м меньше.

В ранне-среднекаменноугольное время более интенсивное -накопление осадков происходило в крайних восточных участках палеобассейна. Здесь накапливались отложения, мощность которых на 300-350 м больше, чем на участках, ближе расположенных к центральным частям палеобассейна. В конце позднекаменноугольного - начале раннепермского времени произошли горообразовательные процессы на Урале, и максимальная область осадконакопления снова переместилась в западные участки изучаемой территории с превышением мощности 300-350 м.

Несмотря на размывы накопившихся отложений, которые затрудняют реконструкции, все же достаточно четко прослеживается тенденция к смене областей максимального накопления осадков (с западных на восточные и снова на западные). Отсюда следует вывод о том, что в истории развития изучаемой территории важное значение имела подвижность блоков фундамента, объединенных в ступени, причем подвижность восточных и западных ступеней была максимальной. Между ними находились одна или несколько относительно устойчивых ступеней.

Подвижность разных блоков, разных ступеней фундамента не могла не контролировать процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Как показывает анализ нефтегазопроявлений, все они, в том числе и открытые месторождения, приурочены к склонам восточной ступени, а в ее пределах - к склонам выступов фундамента, обращенным "в сторону стабильно погружавшихся областей. Так, Кенкиякское месторождение связано с южными склонами Енбекского выступа фундамента. Оно приурочено к локальному подсолевому поднятию, размещенному в пределах активной области осадконакопления, существовавшей здесь в течение всего палеозоя. Аналогичные участки имеются и в северо-восточной, восточной и юго-восточной частях Жаркамысского выступа, на южном и юго-восточном погружениях Утыбайского выступа, на юго-восточном погружении Шукатского свода, в северо-восточной части Енбекского выступа. Определенную роль играют зоны сочленения блоков и отдельные блоки фундамента между Шукатским и Утыбайским, Енбекским и Каменным выступами фундамента. В этих участках также отмечены активные области осадкообразования.

Значительный интерес представляет крайняя западная ступень изучаемой территории. Питание ее происходило за счет углеводородов, поступавших из центральных районов Прикаспийского бассейна. По-видимому, эта ступень проходит через центральные части Караулкельдинского и Кызылжарского поднятий. В пределах этой ступени перспективными могут быть как западные склоны выступов фундамента, так и склоны, обращенные в сторону стабильно погружавшихся областей.

Проведено также изучение особенностей размещения, эволюции и динамики палеобассейнов Сибирской платформы, послужившее основой для палеорайонирования этой территории. Были построены схемы, показывающие размещение палеобассейнов для среднего - позднего протерозоя и раннего юдомия, позднего юдомия, кембрия и ордовика, силура и девона, карбона и перми, мезозоя. Отложения указанных интервалов разделены региональными несогласиями и образуют структурно-формационные этажи в платформенном чехле.

Выделение палеобассейнов производилось на основе характера распределения мощностей отложений указанных геологических интервалов времени.

По величине прогибания выделены области:

интенсивного прогибания (с накоплением отложений мощностью более 2000-2500 м);

устойчивого прогибания (500-2000 м);

относительно замедленного прогибания (250-500 м);

замедленного прогибания (< 250 м);

отсутствия отложений.

Построенные схемы позволяют проследить особенности тектонического развития Сибирской платформы во времени и определить характер формирования ее крупных геоструктурных элементов, установить их связь с выявленной нефтегазоносностью;

На основании проведенного анализа можно сделать следующие выводы.

1. В процессе тектонического развития Сибирской платформы и формирования ее крупных геоструктурных элементов происходила значительная дифференциация вертикальных колебательных движений, неравномерный волнообразный характер которых обусловил расчленение территории платформы на крупные сегменты, зоны, блоки, отличавшиеся амплитудами и скоростями движений. Особенно четко это фиксируется на схеме рифей-раннеюдомского времени, где отчетливо выделяются западный сегмент, испытавший наиболее интенсивное прогибание, и восточный, характеризующийся замедленным погружением.

2. Характер тектонических движений в Сибирской платформе в значительной мере зависел от поднятий в соседних горных областях. На раннем этапе развития - в протерозое - максимальная амплитуда нисходящих движений отмечалась в окраинных частях платформы.

С начала каледонского цикла развития в связи с воздыманием территорий, окружающих платформу с юго-востока, юга и юго-запада, изменился характер процесса прогибания, что проявилось в увеличении мощности отложений от краевых участков платформы к внутренним ее областям.

Во второй половине каледонского цикла развития отмечается значительное сокращение областей прогибания и связанных с ними бассейнов седиментации. Эта тенденция сохраняется в течение всего герцинского, а также в начале альпийского цикла. Происходит постепенное уменьшение амплитуды движений во внутренних частях платформы и постепенное увеличение ее в северных и восточных краевых участках. 3. Характер проявления тектонических движений предопределил особенности формирования бассейнов седиментации. Отмечаются, с одной стороны, значительная унаследованность развития, с другой - изменение границ палеобассейнов. Если в позднем протерозое существовало два самостоятельных бассейна седиментации, то в раннем палеозое в едином палеобассейне отчетливо видны два (северный и южный) субпалеобассейна. Начиная со среднего палеозоя на 'территории Сибирской платформы выделяются самостоятельные палеобассейны с различной амплитудой прогибания.

По характеру формирования палеобассейны подразделяются на:
палеобассейны унаследованного развития, формировавшиеся практически в течение всего рассматриваемого геологического периода (Тунгусский, Присаяно-Енисейский);
наложенные палеобассейны, сложившиеся в отдельные заключительные этапы развития платформы (Вилюйско-Приверхоянский, Енисей-Анабарский);
палеобассейны прерывистого развития, заложившиеся в начале платформенного этапа и прекратившие свое формирование в позднепалеозойское время (Прибайкало-Ленский, Теринско-Нижнетунгусский).

4. В формировании крупных геоструктурных элементов и палеобассейнов Сибирской платформы определенную роль сыграли движения по дизъюнктивным дислокациям. На это указывают значительная протяженность и большие градиенты изменения мощностей протерозойских отложений, например, вдоль западного и восточного склонов Ангаро-Ботуобинской палеоантеклизы, расположенных параллельно юго-восточной границе платформы.

Наряду с этими субмеридионально направленными глубинными разломами существенная роль, вероятно, принадлежала разломам фундамента северо-западного направления, ограничивающим с юго-запада Анабарскую антеклизу. Здесь также фиксируются значительные градиенты мощностей отложений, особенно протерозоя, кембрия, ордовика.

5. Выявленные к настоящему времени залежи и промышленные притоки нефти и газа на территории Сибирской платформы приурочены в основном:

к сводовым частям крупных палеоподнятий позднепротерозойско-раннепалеозойского времени и их склонам, непосредственно примыкающим к обширным палеосинеклизам и палеопрогибам, испытавшим интенсивное прогибание;

к бортам крупных палеосинеклиз позднепротерозойского и раннепалеозойского времени, характеризующихся значительной амплитудой прогибания;

к зонам регионального прогибания позднепалёозойского и мезозойского времени.

Палеогеологическое районирование позволяет обосновать рациональную методику геолого-геофизических работ, которые должны быть ориентированы на изучение палеобассейнов и наиболее перспективных участков. К ним относятся центральные части и склоны крупных геоструктурных элементов, унаследование развивавшихся в течение длительного времени, участки сочленения крупных положительных структур и зон максимального накопления осадков, бортовые участки палеобассейнов, положительные поднятия в центральных частях палеобассейнов.

Выделение палеобассейнов в качестве самостоятельных объектов для поисков нефти и газа позволяет давать рекомендации по наиболее оптимальному ориентированию поисково-разведочных работ, быстрее и с наименьшими затратами выявлять скопления подвижных углеводородов, связанные с различными геоструктурными элементами.

Abstract

The necessity of paleogeological zonation use, opening new possibilities in descovering of perspective areas and deposits, is substantiated at the example of eastern part of Pre-Caspian basin and paleo-basins of Siberia platform. Paleo-basin is the main component of paleogeological zonation and Independent object for study and subsequent oil and gas prospecting works. Study of paleo-basins location and evolution regularities allows to reconstracte geological history of the basin and to reveale oil and gas pools location. Considering of paleo-basins as Independent objects- for oil and .gas search allows to give optimum recommendations for directions of prospecting works.

Сайт создан в системе uCoz