Поиск нефти и газа во многих складчато-надвиговых поясах в последние годы переживает бурное развитие. По образному выражению В.Е. Хаина и Б.А. Соколова в ряде старых нефтегазоносных районов эти работы обретают “второе дыхание”. Одним из основных результатов проведенных в этом направлении исследований стало выявление факта широкого распространения в пределах складчато-надвиговых поясов так называемых структур клиновидного вдвига, которые представляют собой остроугольные тектонические пластины, расщепляющие осадочный чехол и проникающие в него путем вдвигания. Вследствие того, что этот процесс развивается внутри осадочного выполнения, формирующиеся при этом аллохтонные пластины не имеют прямого отражения в приповерхностных слоях, а их внутренняя структура не связана с условиями залегания подстилающих и перекрывающих автохтонных толщ. Это значительно затрудняет выявление и расшифровку внутреннего строения клиновидных вдвигов, поэтому во многих регионах они еще ждут своего открытия.

В настоящее время существование структур клиновидного вдвига установлено в предгорьях Кордильер, Аппалачей, Альп, в преддуговом бассейне Малых Антильских островов, во впадинах Калифорнии, на о. Тайвань, в австралийском бассейне Адавейл и ряде других регионов [4–5 и др.]. В нашей стране подобные образования (рис. 1) выявлены в предгорьях Дагестана, Терско-Сунженском прогибе (Б.А. Соколов, К.А. Соборнов, 1986, 1987 г., Н.В. Короновский, 1987 г. и др.). Новые геолого-геофизические данные свидетельствуют о широком распространении этих структур в Предуралье, в зоне сочленения Прикаспийской впадины и кряжа Карпинского, вдоль бортовых зон Ферганской впадины, в Афгано-Таджикском бассейне. Есть основания полагать, что клиновидные вдвиги в скором времени будут обнаружены и во многих других районах.

Структуры клиновидного вдвига расположены в складчато-надвиговых поясах различных генетических типов, каждому из которых присущи индивидуальные особенности, позволяющие различать их по размерам, возрасту, внутренней структуре. В составе “клиньев” могут участвовать как осадочные толщи, так и породы фундамента, как, например, в Ферганской впадине, где в кайнозойские молассы вдвинуты мощные пласты, ядром которых являются метаморфизованные породы палеозойского возраста. Однако в большинстве случаев клиновидные пластины сложены компетентными терригенно-карбонатными отложениями и облекаются глинистыми толщами моласс. Примером могут являться клиновидные вдвиги Предгорного Дагестана и Терско-Сунженской впадины, где массивные пластины верхнеюрско-эоценовых отложений проникают в чехол Терско-Каспийского прогиба, расщепляя глины майкопской серии олигоцен-нижнемиоценового возраста (см. рис. 1). В поперечном разрезе эти образования имеют характерную клиновидную форму с “острием”, обращенным в направлении тектонического перемещения. Снизу и сверху пластины ограничены падающими навстречу друг другу надвиговыми плоскостями, которые образуют единую систему дислокаций.

На сейсмическом временном разрезе через Хаянкортовскую складку свод рамповой антиклинали, осложняющей фронтальную часть клиновидного аллохтона, смещен приблизительно на 5 км к северу по отношению к складке в вышележащих миоценовых отложениях (см. рис. 1 б). Несовпадение положения осей антиклинальных перегибов в некоторых других случаях достигает значительно большей величины. Дисгармоничные взаимоотношения мезозойских и миоценовых толщ компенсируются широкими вариациями мощности майкопских глин.

На западном склоне Урала клиновидные пластины, образованные преимущественно карбонатными отложениями девонско-раннепермского возраста, расщепляют осадочное выполнение Верхнепечорской впадины на уровне артинских моласс. По данным сейсморазведки, амплитуда вдвиговых перемещений здесь составляет не менее 20 км. К фронту одной из вдвиговых пластин приурочена Вуктыльская антиклиналь, в которой заключено газоконденсатное месторождение.

Общим для всех клиновидных зон является то, что аллохтонные пластины, как правило, сложены более плотными и твердыми породами, чем облекающие их толщи, представленные в большинстве случаев солями и глинами. Так, например, плотность компетентных мезозойско-эоценовых отложений Предгорного Дагестана, слагающих клиновидные пластины, составляет 2,42–2,84 г/см³, а у вмещающей глинистой майкопской толщи олигоцен-нижнемиоценового возраста она близка к 2,4 г/см³ [3]. Еще более существенным это различие может быть в случае облекания компетентных пластин солями, плотность которых во многих случаях не превышает 2,2 г/см³.

Главным достоинством зон клиновидных вдвигов с практической точки зрения является возможность обнаружения в их пределах скоплений нефти и газа там, где ранее они не ожидались (рис. 2). В первую очередь это относится к обширным зонам моноклинально залегающих молассовых толщ. Под ними могут находиться сложные многоярусные аллохтонные структуры, способные вмещать разнообразные по строению ловушек залежи нефти и газа. Кроме того, их скопления могут быть заключены и в структурно обособленном поднадвиговом аллохтонном основании, обладающем автономным структурным планом. В реальных условиях в зонах клиновидных вдвигов могут быть открыты залежи, не показанные на изображенной принципиальной схеме их распределения. Она отражает главным образом лишь те типы ловушек, генезис которых обусловлен формированием структуры вклинивания. Конкретными прототипами этой схемы послужили геолого-геофизические разрезы клиновидных зон Предгорного Дагестана и Верхнепечорской впадины Предуралья.

Выявление вдвигового строения того или иного региона и анализ его внутренней структуры часто представляются делом весьма сложным. Для этого требуется большое количество фактических материалов, освещающих его глубинное строение. Поэтому представление о клиновидной структуре какого-либо региона, как правило, является следствием длительной эволюции взглядов на его тектонику. В этом отношении показателен пример Предгорного Дагестана. Для иллюстрации этого на рис. 3. приведены разрезы, пересекающиеся по одной и той же линии – Сулакский выступ – и составленные разными авторами в разные годы.

Впервые надвиговые дислокации в этом районе были установлены Н.С. Шатским в середине 20-х годов в итоге детальных полевых исследований. Позднее они были обнаружены в разрезах скважин. Эти нарушения затрагивают толщу олигоцен-миоценовых моласс и имеют южную вергенцию, то есть ограниченные ими чешуи и пластины надвинуты на мегантиклинорий Большого Кавказа (см. рис. 3 а). Образование этих надвигов объяснялось реакцией осадочного чехла на глубокую эрозию кайнозойских отложений в предгорьях, из-за чего, как полагали, в осадочном выполнении нарушалось гравитационное равновесие и развивались надвиги, направленные в область денудации, компенсируя тем самым возникшие напряжения. Мезозойские отложения рассматривались как пассивный субстрат, моноклинально погружающийся в краевой прогиб.

В конце 60-х годов появились данные бурения, свидетельствующие о весьма сложном складчато-надвиговом строении погруженных мезозойских комплексов (Ф.Г. Шарафутдинов, 1975 г.). Эта информация позволила наметить большое количество ловушек нефти и газа антиклинального типа на обширных территориях, перекрытых моноклинально залегающими молассами, опоискование которых дало целый ряд новых месторождений. Для истолкования строения региона были предложены новые гипотезы. Согласно одной из них, надвиги южной вергенции захватывают не только молассы кайнозоя, но и подстилающие юрско-эоценовые толщи (см. рис. 3 б). Эта точка зрения не получила широкого признания, так как противоречит данным о северной вергенции надвигов в мезозойских комплексах. Они были учтены в гипотезе Ф. Г. Шарафутдинова, которая предполагает существование двух независимых разновозрастных генераций надвигов. Надвиги, возникшие в олигоцене, дислоцировали мезозойско-эоценовые толщи. По этим нарушениям происходило перемещение масс горных пород к северу на передовой прогиб. Другая генерация надвигов связана с плиоцен-четвертичным этапом развития. Они имеют противоположную южную вергенцию, затрагивают неогеновые отложения и затухают в майкопских глинах (см. рис. 3 в ).

Дополнительные исследования показали, что встречные надвиги, секущие разновозрастные толщи, образуют целостную клиновидную систему разломов, ограничивающую аллохтонные пластины, сложенные мезозойско-эоценовыми отложениями [2]. Основными аргументами в пользу этого вывода явились данные сейсморазведки (см. рис. 1), свидетельствующие о пространственной взаимосвязи встречных надвигов. Кроме того, анализ данных бурения и полевые наблюдения также показали, что надвиги в молассовых толщах берут свое начало от фронтальных частей мезозойских пластин. Исходя из этого, строение этой территории получило новую трактовку, предполагающую вдвиговую структуру аллохтонов (см. рис. 3 г).

Признание вдвиговой модели строения этого региона позволяет не только логично объяснить сосуществование системы встречных надвигов, но и впервые дает возможность количественно оценить амплитуду глубинных надвиговых перемещений. Для этой цели были использованы соотношения амплитуд встречных надвигов в одной из детально изученных бурением клиновидных структур этого региона – Дузлакской антиклинали Южного Дагестана [2].

Эта складка связана с фронтальной частью клиновидной пластины. Амплитуда ее подошвенного надвига составляет около 3 км. Связанный с ним встречный кровельный надвиг имеет амплитуду 300 м, т. е. эти величины относятся друг к другу как 10:1. Столь значительное уменьшение амплитуды кровельного разлома, вероятно, связано с рассеиванием деформаций в вышележащих толщах за счет мелкой складчатости, разветвления разломов и горизонтального уплотнения пород.

Это дает основание рассчитывать на то, что в пределах Предгорного Дагестана основной нефтегазоносный комплекс – трещиноватые известняки верхнего мела – за счет надвигов перекрытий могут быть вскрыты неоднократно. Принимая во внимание опыт поисков нефти и газа в Карпатах, Кордильерах и других складчато-надвиговых поясах, а также благоприятные геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности поднадвиговых зон Предгорного Дагестана [1], их опоискование следует рассматривать как важную практическую задачу.

1. Генетические связи углеводородных соединений нефти и органического вещества нефтегазоматеринских пород Восточного Предкавказья / Ю.И. Корчагина, В.Н. Сергеева, Б.А. Соколов и др. // Тез. докл. I Всесоюзной конференции “Критерии и методы установления генетических связей в системе нефть, конденсат, органическое вещество пород и вод”. М.: ВНИГНИ.– 1988.– С. 210–213.
2. Соборнов К.О. Клиновидные надвиги северо-восточного склона Кавказа // Советская геология.– 1990.– № 2.– С. 79–87.
3. Тепловой режим осадочных толщ / X.И. Амирханов, В.В. Суетнов, Р.А. Левкович и др.– Махачкала: Дагестанск. книж. изд.– 1972.– С. 132.
4. Jones P.В. Oil and das beneth east-dipping underthrust faults in the Alberta foothills. // Geologic studies of Cordilleran Thrust Belt-Rocky Mountain Ass. of Geol.– 1982.– V 1 – P. 61–74.
5. Torrini R., Speed R.C. Tectonic wedging in the forearc basin – accretionary prism transition, Lesser Antilles forearc. // J. of geophys. res.– 1989.– V. 04.– N. B8.– P. 10549–10584.

Data are provided suggesting a wide occurrence, within the various petroliferous regions of the USSR and foreign countries, of wedge-shaped inthrust structures which represent allochthonous plates developed in sedimentary cover and limited from bottom and from top by thrust faults of reversed dip. The main features of their framework are considered with srecial reference to the pre-Mountain Dagestan and the Tersk-Sunzha down warp. Identified are conditions and factors affecting the formation of these structures the most important of which is the presence of thick seguences of plastic rocks in the sedimentary cover composition. The other condition of their development is a higher density of the allochthonous plates causing them to 'drowd' in a lighter enclosing mass. It has been indicated that by itself, the course of the development of the wedge-shaped inthrusts and their internal structure provide favorable conditions for the formation of oil and gas pools in them. Drilling in zones of wedge-shaped inthrusts may lead to findind many new fields.

Рис 1 Мигрированные сейсмические временные разрезы зон клиновидных вдвигов с геологической интерпретацией: западного сегмента Предгорного Дагестана по линии с. Дылым – месторождение Аркабаш (а) и Хаянкортовской антиклинали Терско-Суженского прогиба (б).

Геологические границы: 1 – согласные 2 – несогласные 3 – разломы (стрелкой указано направление перемещения блоков)

Рис. 2. Схема размещения залежей нефти и газа в зонах клиновидных вдвигов.

1 – карбонатные отложения, 2 – песчаники, 3 – залежи нефти и газа, 4 – разломы (стрелкой указано направление перемещения блоков)

Рис. 3. Геологические разрезы Сулакского выступа Предгорного Дагестана по данным: а – И.О. Брода и др., 1960 г.; б – Ш.Д. Зангиева, 1979 г.; в – Ф.Г. Шарафутдинова, 1975 г.; г – К.О. Соборнова (с использованием построений Б.А. Соколова).

1 – известняки и мергели верхнего мела – эоцена; 2 – разломы (стрелкой указано направление перемещения блоков)