Особенности строения и нефтегазоносность внутренних прогибов альпийского складчатого пояса зарубежной Европы
И.В. ВЫСОЦКИЙ
Около 40% всей нефти в складчатых областях зарубежной Европы добывается на территории бассейнов, расположенных внутри альпийского складчатого пояса. Из таких бассейнов нефть и газ добываются в Венгрии, Югославии, Румынии, Австрии, Чехословакии, Италии и Албании. В структурном отношении нефтегазоносные бассейны представляют собой межгорные прогибы, расположенные между горными системами и наложенные полностью или частично на древний кристаллический фундамент (срединные массивы), или внутригорные прогибы, заключенные в синклинальных прогибах альпийской складчатости (рис. 1).
Современная конфигурация альпийского складчатого пояса в значительной степени обусловлена наличием крупных древних срединных массивов, с самого начала расчленивших весь альпийский геосинклинальный пояс на ряд сложно изогнутых геосинклинальных систем, и краевых массивов, расположенных в современном плане на окраине герцинской платформы перед складчатым поясом.
В срединных массивах кристаллический фундамент либо выступает на поверхность и тогда они представляют остаточные массивы, либо он полностью или частично погружается, в этом случае образуются межгорные прогибы, выполненные молодыми осадками. Иногда такие прогибы частично или полностью скрыты под водами средиземноморского бассейна. Для срединных массивов характерно значительное уменьшение мощности земной коры (до слоя Мохоровичича) по сравнению с прилегающими частями складчатых горных сооружений [6].
В пределах альпийского складчатого пояса зарубежной Европы можно выделить два срединных массива: Родопско-Паннонский и Адриатический (рис. 2).
Родопско-Паннонский срединный массив располагается между Балканско-Карпатской и Динарийской складчатыми системами, протягиваясь от Эгейского моря на северо-запад по долине р. Моравы и далее и пределы Паннонской низменности, Украинского Закарпатья и Трансильвании. Южная часть массива наиболее приподнята и образует Родопско-Македонский остаточный массив. В северном направлении фундамент массива погружается и развивается в представляющий собой крупный нефтегазоносный бассейн - Паннонский межгорный прогиб.
Адриатический межгорный прогиб протягивается параллельно Родопско-Паннонскому между Динаридами и Апеннинами и также газонефтеносен.
Межгорные прогибы отделяются от ограничивающих их горных сооружений системой глубинных разломов или же пограничными впадинами. Осадки, выполняющие межгорные прогибы, достаточно четко подразделяются на два комплекса: нижний платформенный (триас, юра, иногда нижний мел) и верхний геосинклинальный (кайнозой). В разрезе последнего наиболее мощные толщи представлены неогеновыми отложениями, особенно в пограничных впадинах межгорных прогибов. Складчатость в центральных частях межгорных прогибов носит идиоморфный платформенный характер, в периферийных частях - линейный, приближающийся к типу складчатых областей.
Краевые массивы протягиваются вдоль внешней границы альпийской складчатой системы, либо примыкая к ней, либо отделяясь от нее предгорными прогибами или грабенами. В отличие от фундамента герцинской платформы краевые массивы имеют докембрийский или нижнепалеозойский возраст. Можно выделить пять крупных краевых массивов: Чешский, Центрально- Французский, Корсиканский, Карпатско- Балканский и Тирренский. Кристаллический фундамент первых трех массивов обнажен на поверхности, т.е они являются остаточными краевыми массивами. Фундамент Карпатско-Балканского и Тирренского массивов погружен, они заключены внутри дуг, образованных горными сооружениями, и открываются в сторону прилегающей платформы. На их месте находятся полузамкнутые межгорные прогибы. Так, Карпатско-Балканский прогиб заключен между Южными Карпатами на севере и Балканами на юге и открывается на восток в сторону платформенного склона Предкарпатского прогиба. Тирренский прогиб, почти симметрично расположенный по отношению к Карпатско-Балканскому, заключен в дуге южных Апеннин между Калабрийским полуостровом и Северной Сицилией и открывается на северо-запад в сторону выступов герцинского фундамента островов Корсика и Сардиния.
Межгорные прогибы, образовавшиеся в теле остаточных массивов, т.е. наложенные лишь на часть остаточного массива, обычно слагаются кайнозойскими отложениями с нижней границей различного возраста. Из крупных прогибов таким является Фракийский.
Внутригорные прогибы, образовавшиеся внутри молодых складчатых сооружений, слагаются неогеновыми отложениями, которые в общем наследуют структуру палеогеновых хотя и более дислоцированных осадков.
Внутригорные прогибы имеют относительно небольшие размеры, синклинальное или грабенообразное строение и осложнены линейной складчатостью, обычно сильно нарушенной. Наиболее крупными прогибами такого типа являются Венский и Фессалийский. Помимо описанных двух основных типов внутренних прогибов, в альпийском складчатом поясе широко развиты небольшие плоские наложенные впадины, представленные маломощными толщами, весьма слабо дислоцированными, обычно континентальными плиоценового возраста и лишь иногда включающие сарматские отложения. Эти впадины, как правило, не представляют интереса в нефтеносном отношении.
Паннонский межгорный прогиб нефтегазоносен на территории Венгрии, Югославии и Румынии. Ряд крупных выступов фундамента расчленяет весь прогиб на несколько впадин различных размеров и строения. В центральной части выделяется Большая Венгерская, или Среднедунайская впадина, ограниченная на востоке и западе линейно вытянутыми в северо-восточном направлении выступами фундамента: Апусеньским и Баконьским. Последний отделяет на западе Малую Венгерскую впадину. Апусеньские горы ограничивают с запада Трансильванскую впадину, заключенную между Восточными и Южными Карпатами. В северо-восточной части прогиба вдоль западного склона Восточных и Западных Карпат выделяется Закарпатская впадина.
На допермском, сильно складчатом и метаморфизованном фундаменте Среднедунайской впадины залегают четыре структурных этажа - пермо-нижнетриасовый, юрско-триасовый, верхнемело-палеогеновый и неогеновый, из которых повсеместно распространен только неогеновый. Современный структурный план впадины определяется погребенным глыбовым рельефом, созданным в нижнемеловое время. Локальные структурные формы возникли первоначально как складки облегания выступов донеогенового фундамента и развились в верхнеплиоценовое время в результате возрождения движений по древним разрывам.
Типичные складки облегания, мало затронутые движениями фундамента, развиты вдоль восточной и южной границ впадины. Интенсивность молодых движений в общем максимальна на месте развития больших мощностей донеогенового осадочного чехла. Нефтегазоносность Среднедунайской впадины установлена на юго-западе, юго-востоке и севере. Здесь продуктивны триасовые, олигоценовые, миоценовые и нижнеплиоценовые отложения. Крупный нефтеносный район расположен на юго-западной окраине впадины в районах городов Белграда, Загреба и Надьканижи. Более 30 нефтяных месторождений Югославии приурочены к пологим брахиантиклиналям, нарушенным разрывами и вытянутым параллельно прилегающей складчатой Динарийской системе. Венгерские нефтяные месторождения расположены на юго-западном погружении Баконьского выступа фундамента. Структуры, к которым приурочены месторождения, имеют соответственно юго-западное простирание. На стыке двух направлений (юго-восточного Динарийского и юго-западного - Баконьского) в Югославии есть структуры (месторождения Сельница, Пекленица) с широтным простиранием. Второй газонефтеносный район Среднедунайской впадины расположен на востоке в долине р. Тиссы и восточнее. Месторождения этого района связаны с пологими брахиантиклиналями или куполами с северо-восточным простиранием складок, т. е. параллельными ограничению впадины. Северный район расположен на площади, в разрезе которой широко развиты палеогеновые отложения. Структуры имеют здесь резко выраженное блоковое строение с тектонически-экранированными залежами в олигоценовых песчаниках.
Малая Венгерская впадина граничит с Альпийской складчатой системой. Ее западный борт сложен плиоценовыми отложениями, непосредственно залегающими на метаморфическом фундаменте, восточный борт принадлежит западному склону Баконьского выступа, в разрезе которого распространены мезозойские отложения. Нефтеносность впадины не установлена.
Трансильванская межгорная впадина (Румыния) содержит ряд крупных газовых месторождений, она имеет асимметричное строение и выполнена мощной толщей (свыше 3000 м) неогеновых отложений. Ее северный склон сложен с поверхности моноклинально залегающими датскими, палеогеновыми и миоценовыми отложениями. В центральной части впадины из разреза выпадают нижнемиоценовые и палеогеновые отложения. Так, например, скважина, пробуренная юго-восточнее г. Клужа, в Погачауа, после тортона вскрыла триас, а затем кристаллический фундамент. Южнее тортонские отложения залегают непосредственно на эоценовых отложениях, а у южной границы впадины вновь появляются нижнемиоценовые отложения, залегающие на триасовых доломитах.
Таким образом, впадина имеет четыре структурных яруса: неогеновый, палеогеновый, триасовый и палеозойский. С запада Трансильванская впадина ограничена мезозойской складчатой системой гор Апусени; восточная граница проходит по разлому, закрытому крупным лавовым покровом молодых извержений. Вдоль западного и восточного бортов впадины, судя по гравитационным данным, развиты зоны значительного прогибания и в центральной части имеется ряд поднятых и опущенных участков. Вдоль всех бортов впадины, исключая южный, распространены соляные диапиры с солью тортонского возраста. Складки узкие и вытянуты в меридиональном направлении на западе и в северо-западном на востоке и севере. Центральная часть впадины осложнена рядом пологих куполов с тортонской солью. Сейсмические данные указывают, что соль имеет форму двояковыпуклых линз, т.е. купола в неогеновых отложениях соответствуют синклинальным прогибам в дотортонских отложениях.
На многих куполах (Сормашел, Копшамика, Сарош и др.) в песках сарматского возраста содержатся залежи газов. Залежей нефти не обнаружено.
Закарпатская впадина отделена от Трансильванской выходами на поверхность пород мезозойского возраста и кристаллического фундамента в районе гор Родна и Лапошу. Закарпатская впадина в отличие от Трансильванской имеет вытянутую форму (длина 250 км, ширина 35 км), сложена неогеновыми осадками мощностью около 5000 м, залегающими несогласно на дислоцированных эоценовых отложениях. Закарпатская впадина отделена от Среднедунайской Береговской зоной горстовых поднятий, перед которой происходит уменьшение мощности миоценовых отложений. Поперечными поднятиями Закарпатская впадина расчленяется на ряд мелких впадин: Восточно-Словацкую, Мукачевскую, Апшинскую. От Карпатской складчатой системы Закарпатская впадина отделена разломом, вдоль которого широко развиты выходы вулканических пород плиоценового возраста. Впадина осложнена рядом линейно вытянутых антиклинальных складок, своды которых нарушены внедрением тортонской соли. При этом породы, залегающие выше соли, имеют большие углы падения, чем подсолевые отложения.
По своему строению эти складки напоминают складки периферийных частей Трансильванской впадины. В Закарпатской впадине обнаружены признаки нефти и газа, однако промышленные залежи здесь не выявлены.
Адриатический срединный массив имеет погруженный фундамент (он нигде не обнажается) и в современном структурном плане образует межгорный прогиб. Строение центральной части прогиба неизвестно, так как она скрыта под водами Адриатического моря. Значительное погружение прогиба фиксируется в северо-западной центриклинальной части в районе Паданской низменности и у юго-западного борта (провинция Марке и Абруццо), а также в юго-восточной Албанской части прогиба, где, возможно, на месте наиболее суженного участка моря (на широте г. Таранто) находится юго-восточная центриклиналь прогиба. В этих районах обнаружены месторождения нефти и газа.
Центриклинальная часть прогиба выполнена толщей кайнозойских отложений мощностью до 10 тыс. м, подстилаемых дислоцированными мезозойскими карбонатными образованиями. Зоны максимальных мощностей кайнозойских отложений несколько смещены на юг - к Апеннинским горам. В разрезе этих отложений выделяются четыре комплекса (палеогеновый, миоценовый, плиоценовый и четвертичный), разделенные угловыми несогласиями и дислоцированные в систему складок линейно вытянутых параллельно прилегающим складчатым образованиям. Степень дислоцированности складок увеличивается с глубиной и с приближением к Апеннинам. Вблизи последних складки осложнены разрывами с надвиганием южных крыльев складок на северные. В четвертичных отложениях, мощность которых достигает 2000 м, складки проявляются весьма слабо.
В пределах центриклинали чаще встречаются газовые и реже газонефтяные и нефтяные месторождения.
Продуктивные горизонты приурочены к неогеновым и нижнечетвертичным отложениям.
На западном побережье Адриатического моря (провинции Марке и Абруццо) нефтяные месторождения установлены в сравнительно узкой полосе развития неогеновых отложений, имеющих также здесь большую мощность (около 5 тыс. м) и дислоцированных в крутые линейно вытянутые, нарушенные разрывами складки. Нефтегазоносность здесь связана преимущественно с отложениями неогенового возраста и в меньшей степени - нижнего мела.
Албанская центриклиналь сложена с поверхности неогеновыми и палеогеновыми отложениями, образующими два структурных этажа. Отложения неогенового этажа (с несогласиями между плиоценом и сарматом, тортоном и гельветом) выполняют небольшую наложенную впадину, открывающуюся и погружающуюся в северо-западном направлении. В этом же направлении возрастает мощность неогена (до 5000 м). Впадина осложнена рядом линейных складок, нефтеносность которых связана с отложениями тортонского и сарматского возраста.
Из двух известных полузамкнутых межгорных прогибов нефтеносность установлена только в Карпатско-Балканском, так как Тирренский скрыт под водами моря. Карпатско-Балканский прогиб (Румыния) сложен мезозойскими и кайнозойскими отложениями, залегающими на кристаллическом фундаменте. Прогиб резко асимметричен. Его крутой северный борт сложен полным разрезом кайнозойских отложений, из которых неогеновые трансгрессивно перекрывают более древние, в том числе и кристаллические, породы южного склона Южных Карпат. Этот борт прогиба осложнен крупной сильно нарушенной разрывами Жиуолтской антиклиналью, расположенной на западном погружении складчатых Восточных Карпат. На южном пологом борту плиоценовые и сарматские отложения трансгрессивно залегают непосредственно на меловых породах. В южной и центральной частях прогиба развита система относительно крупных, пологих, нарушенных разрывами брахиантиклиналей, с которыми связана газонефтеносность мэотических, сарматских, гельветских и среднеюрских отложений.
В восточном направлении Карпатско-Балканский прогиб постепенно переходит в Предкарпатский предгорный прогиб и платформу.
Фракийский межгорный прогиб (Греция, частично Турция) расположен в северо- восточной краевой части Родопско-Македонского остаточного массива и отделяет его от горного сооружения Странджи. Наиболее погруженная восточная часть прогиба занята водами Мраморного моря. Фракийский прогиб имеет овальный контур, пересекающий простирание складчатых структур Родопско-Македонского массива и выполнен мощной толщей третичных (особенно плиоценовых) отложений, смятых в систему линейно вытянутых складок, в южной части наклоненных на запад и северо-запад. Нефтегазоносность Фракийского прогиба изучена весьма слабо и ограничивается сведениями о поверхностных газопроявлениях и наличии битуминозных толщ в разрезе олигоцена.
Типичным внутригорным прогибом, образовавшимся в альпийской складчатой зоне, является Венский прогиб, в пределах которого расположен один из крупнейших нефтегазоносных бассейнов Западной Европы. Венский прогиб представляет собой грабен длиной около 200 км и шириной до 60 км, образованный системой крупных по амплитуде и протяженности сбросов (вдоль западного борта, например, протягиваются два сброса - Шраттенбергский и Штаинбергский с амплитудами соответственно до 1000 и 2500 м). В центральной части прогиба плиоценовые (более 1000 м) и миоценовые (до 5000 м) отложения залегают на сильно дислоцированных флишевых образованиях палеогена и мела. Неогеновые отложения смяты в систему линейно вытянутых вдоль сбросов и сильно размытых складок. Нефтяные месторождения приурочены к брахиантиклиналям, реже к куполам, обычно нарушенным сбросами. Нефтеносны все осадки от эоненовых до паннонских включительно. Недавно установлена нефтеносность меловых отложений (Адерклаа) и газоносность юрских отложений (Цверндорф). Месторождения отличаются многопластовостью и разнообразием форм залежей нефтей.
Фессалийский внутригорный прогиб, по размерам подобный Венскому, расположен в средней части Динарийской складчатой системы (Греция и частично Албания) и сложен кайнозойскими осадками мощностью до 5000 м. Прогиб представляет асимметричную синклиналь, обрезанную с запада глубинным разломом [5].
Нефтегазоносность прогиба мало изучена. В миоцене известны битуминозные мергели и песчаники, в олигоцене - асфальтовые включения. В ряде мест известны выходы горючих газов, содержащих тяжелые углеводороды.
Приведенные выше данные указывают на региональную газонефтеносность внутренних прогибов альпийского складчатого пояса, широкий стратиграфический диапазон газонефтеносности, развитие благоприятных структурных форм и коллекторов, что обеспечивает высокую концентрацию запасов нефти и газа в этих прогибах. Характерно, что нефтегазоносны межгорные прогибы, в четвертичное время испытавшие как подъем (Паннонский прогиб), так и опускание (Адриатический прогиб). Следует отметить, что возраст продуктивных толщ нефтегазоносных бассейнов не ограничен временем развития впадин, а охватывает и подстилающие впадину осадочные отложения (фундамент), что хорошо видно на примере Паннонского и Венского нефтегазоносного бассейнов. Это открывает перспективы для поисков нефти на больших глубинах в осадочных отложениях фундамента внутриальпийских впадин.
В советской части альпийского складчатого пояса известны два крупных межгорных прогиба: Черноморский и Южно-Каспийский, разделенные Дзирульским остаточным массивом. Характер нефтегазоносности Южно-Каспийского прогиба общеизвестен.
Большая часть черноморского прогиба, подобно Адриатическому, скрыта под водами Черного моря. На суше расположена лишь его восточная центриклиналь, образующая Рионскую впадину. История развития Черноморского прогиба очень напоминает историю развития Адриатического прогиба [6], центриклинальные части которых, как мы указали выше, газонефтеносны. Это лишний раз подтверждает высокие перспективы газонефтеносности Рионской впадины Грузии.
ЛИТЕРАТУРА
1. Высоцкий И.В. Гостоптехиздат, 1959.
2. Глушко В.В. Гостоптехиздат,1959.
3. Доленко Г.Н. Диссертация, 1961.
4. Козлов В.П. Нефтяные и газовые месторождения Италии. Геология нефти и газа, 1959, № 10.
5. Муратов М.В. Изд. АН СССР, 1960.
6. Славин В.И., Яранов Д. Изд. АН СССР, 1960.
7. Шатский Н.С., Богданов А.А. Изв. АН СССР. Серия геолог., № 4, 1961.
8. Vanсеa A. Negenuldin basinul Transilvanien. Bucuresti, 1960.
МГУ
Рис. 1. Типы внутренних впадин нефтегазоносных бассейнов альпийского складчатого пояса зарубежной Европы.
I- внутригорный прогиб складчатой области (Венский, Фессалийский бассейны); II- межгорный прогиб на срединном массиве (Паннонский, Адриатический бассейны), III - межгорный прогиб в остаточном массиве (Фракийский бассейн); 1 - палеозойский фундамент срединных и остаточных массивов; 2 - мезозойские и кайнозойские отложения горноскладчатых сооружений; 3 - мезозойские и кайнозойские отложения внутренних впадин.
Рис. 2. Схема расположения нефтегазоносных бассейнов внутренних прогибов альпийского складчатого пояса.
1 - нефтегазоносные бассейны межгорных прогибов; I - Паннонский нефтегазоносный бассейн (СД - Среднедунайская впадина, МВ - Малая Венгерская впадина, З - Закарпатская впадина, Т - Трансильванская впадина, Б - Береговская зона поднятий); II - Адриатический нефтегазоносный бассейн (II - Паданская центриклиналь, А - Албанская центриклиналь); III - Карпатско-Балканский нефтегазоносный бассейн; IV -Тирренский прогиб; 2 - нефтегазоносные бассейны внутригорных прогибов: V Венский нефтегазоносный бассейн; VI - Фессалийский нефтегазоносный бассейн; 3- нефтегазоносные бассейны межгорных прогибов остаточных массивов; VII - Фракийский нефтегазоносный бассейн; 4 - остаточные срединные массивы альпийской системы (Р - Родопско-Македонский). 5 остаточные краевые массивы (Ч - Чешский; Ф - Центрально-Французский; К - Корсиканский); 6 альпийский складчатый (горный) пояс; 7 - краевые (платформенные и предгорные) прогибы; 8 - платформа; 9 - нефтегазоносные районы в бассейнах.