Эволюция осадочных бассейнов и
условия их нефтегазоносности на стадии перехода от пассивной окраины к
передовому прогибу
Е. В. КУЧЕРУК (ВИНИТИ), Е. Р. АЛИЕВА (МГУ)
Нефтегазоносные или перспективные в этом
отношении осадочные бассейны (ОБ), за редким исключением, представляют собой
полициклические образования. Выполняющие их осадочные отложения, как правило,
могут быть подразделены на ряд структурноформационных комплексов (в объеме структурных
ярусов или этажей), из которых лишь верхний отвечает ОБ в его современном
морфоструктурном выражении, тогда как остальные являются реликтами ОБ прошлого.
Эти ОБ существовали в иных тектонических условиях, принадлежали к иному
тектоническому типу, и лишь совпадение по площади (в большинстве случаев
частичное) указывает на их связь с современным ОБ, который следует
рассматривать как результирующий.
Смена
тектонических типов ОБ во времени и в пространстве определяется общей
тектонической направленностью эволюции литосферы, которая с позиций тектоники
литосферных плит в рамках одного геотектонического цикла выражается в расколе
континента, формировании новообразованного океана и его последующем закрытии,
сопровождающемся орогенезом. Соответственно эволюционный ряд ОБ в большинстве
случаев начинается бассейнами рифтового типа, которые далее последовательно
сменяются бассейнами пассивной окраины, субдукционными и, наконец, орогенными
[1].
Поэтому
в каждом конкретном случае для правильной оценки перспектив нефтегазоносности
необходимо выяснить не только современную структуру ОБ, определяющую его
классификационную принадлежность, но и геологическую историю, т. е. типы
палеобассейнов, существовавших на каждой последовательной стадии развития, и их
соотношение во времени и в пространстве. Эта необходимость диктуется двумя
соображениями: во-первых, каждый тип бассейна характеризуется своими
особенностями условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления, а во-вторых,
каждый из сменяющих друг друга бассейнов вносит определенный вклад в
нефтегазоносность результирующего.
Начальные
(бассейны рифтовые и пассивной окраины) и конечные (орогенные бассейны) звенья
этой эволюционной цепи в настоящее время изучены сравнительно хорошо. Слабо
изученными в отношении как тектонических процессов, так и условий
нефтегазоносности остаются промежуточные звенья - бассейны, формирующиеся при
переходе от зрелой пассивной окраины к развитому орогену. Не пытаясь
рассмотреть совокупность сложных процессов этого этапа, остановимся лишь на
переходе от пассивной окраины к передовому прогибу в его, по-видимому, наиболее
простом варианте: при закрытии окраинного моря и надвигании островной дуги (или
микроконтинента) на пассивную континентальную окраину.
Следует
различать две возможные ситуации: либо островная дуга является «чужеродной» и
происходит закрытие реликтовой океанической впадины, либо она представляет
собой ранее отколовшийся от данного материка фрагмент и, следовательно,
происходит закрытие сравнительно более молодого задугового окраинного моря.
Можно предположить, что именно в первом случае создаются оптимальные условия
для формирования передового прогиба с обширным платформенным бортом, который
наследует значительную часть зрелой, длительно развивавшейся пассивной окраины
с мощным осадочным чехлом. Сравнительно раннюю стадию перехода от пассивной
окраины к передовому прогибу можно наблюдать в настоящее время в области
пододвигания северной австралийской окраины (шельф Сахул) под дугу Банда;
примерами конечного результата являются осадочные бассейны Персидского залива,
Западно-Канадский, Северо-Аляскинский и другие, известные крупными запасами нефти
и газа. О высокой перспективности австралийской
окраины свидетельствует первое высокодебитное нефтяное месторождение,
обнаруженное недавно вблизи о-ва Тимор.
Важными
особенностями структурной перестройки, происходящей в процессе закрытия
окраинного моря и столкновения континент - дуга, являются формирование и
миграция в сторону континента периферического поднятия (краевого вала) и
реактивизация глубинных разломов, образовавшихся на этапе пассивной окраины
[5]. Еще одна существенная особенность состоит в образовании между краевым
валом с одной стороны и зачаточным горным сооружением с другой глубоководной,
часто не компенсированной осадконакоплением впадины, характерной для ранней
стадии многих передовых прогибов. Это хорошо иллюстрируется
палеореконструкциями ордовикских передовых прогибов Аппалачей (рис.
1).
Г.
Шанмугам и Г. Лаш [8] выявили близкое сходство осадочных пород ордовика в
палеобассейнах Севир и Мартинсбург соответственно в южном и центральном
сегментах Аппалачей. Прослеживаемое в этом стратиграфическом интервале
несогласие интерпретируется этими авторами как результат эрозии шельфовых
отложений в области периферического поднятия (вала), образовавшегося в
результате начала субдукции окраины кратона под располагавшиеся к юго-востоку
микроплиты и (или) островные дуги. По мере миграции поднятия вглубь континента
шельфовые карбонаты в разрезе отложений ордовика сменяются пелагическими
осадками, включающими склоновые образования и турбидиты, накапливавшимися в
глубоководном, ограниченном сбросами, бассейне в бескислородной обстановке.
Близкое расположение вулканической островной дуги фиксируется туфами,
залегающими среди пелагических осадков. Продвижение конусов выноса с
турбидитами происходило в западном направлении. Постепенное заполнение и
обмеление впадин характеризуется появлением в разрезе мелководных и
субаэральных отложений в конце ордовика.
Сравнение
с ордовикскими бассейнами Северных Аппалачей [6] показало, что такой
тектонический механизм действовал, хотя и несколько диахронно, вдоль всей
восточной североамериканской окраины от Теннесси на юге до Новой Англии и,
возможно, Ньюфаундленда на севере. Р. Джекоби [6] также интерпретирует
несогласие в основании пород среднего ордовика в Северо-Аппалачском регионе как
следствие формирования краевого вала в результате изгиба края континентальной
плиты (аналогично изгибу океанической плиты) при приближении к зоне субдукции;
согласно данным этого автора, амплитуда вала за счет напряжений, обусловленных
конвергенцией плит, могла превысить 180 м.
Количественная
модель К. Бомона [4], рассматривающего формирование и эволюцию бассейнов
передового прогиба как изостатическую реакцию литосферы на нагрузку в
результате возникновения и миграции складчато-надвигового горного сооружения,
также включает раннюю стадию, когда флексурный изгиб континентальной литосферы
под действием нагрузки приводит к образованию не компенсированного осадконакоплением
прогиба вблизи орогена и малоамплитудного периферического поднятия,
ограничивающего прогиб со стороны континента. В дальнейшем передовой прогиб
получает достаточное и даже избыточное количество заполняющего его материала со
стороны воздымающегося горного сооружения. Именно этот материал, представленный
преимущественно морскими и континентальными молассовыми толщами, обычно
рассматривается как типичное осадочное выполнение передового (предгорного)
прогиба без учета подстилающих глубоководных отложений, соответствующих
кратковременному, но очень важному этапу существования глубоководной впадины.
Наличие
сопряженных морфоструктур глубоководного прогиба - окраинного поднятия,
характерных для ранней стадии передового прогиба, имеет большое значение для
его нефтегазоносности. В прогибе с ограниченным водообменом создаются застойные
условия, благоприятные для накопления и сохранения ОВ и формирования
высокобитуминозных толщ, являющихся высококачественными нефтегазоматеринскими
породами. Следует заметить, что отложения такого типа, обычно выделяемые под
названием «доманиковых», могут формироваться в разных тектонических
обстановках, т.е. на различных этапах эволюции литосферы. К числу наиболее
типичных подобных обстановок, несомненно, относится охарактеризованная выше
ранняя стадия передового прогиба. Примерами могут служить широко известные
высокобитуминозные верхнедевонские толщи Предуралья, Тимано-Печорской провинции
и Предаппалачского региона, палеогеновые - Восточного Предкавказья и
Предкарпатья.
Окраинное
поднятие - своеобразная шарнирная зона, ограничивающая глубоководный прогиб, в
дальнейшем оказывается в весьма благоприятном положении для аккумуляции УВ,
мигрирующих из этого прогиба. С этим поднятием могут быть связаны: более
мелководные отложения, содержащие хорошие пласты-коллекторы, барьерные рифы, выклинивание
отдельных пластов, эрозионное срезание пород и развитие в них вторичной
пористости. Кроме того, вдоль поверхности эрозионного несогласия возможна
эффективная миграция УВ. Все это создает предпосылки для формирования здесь
различных ловушек, особенно литологостратиграфических, и связанных с ними
залежей УВ, группирующихся в региональные зоны нефтегазонакопления. При поисках
этих залежей важно учитывать, что периферический вал и соответственно связанные
с ним литологостратиграфические особенности разреза последовательно
перемещаются со временем вглубь платформы. Поэтому в направлении от орогена к
платформе может быть сформирован ряд субпараллельных, однотипных и в целом
одновозрастных зон нефтегазонакопления, в пределах которых, тем не менее,
залежи будут приурочены последовательно ко все более высоким стратиграфическим
уровням. Примерами крупных зон подобного типа являются, очевидно, зоны
нефтегазонакопления, связанные с девонскими рифами в Западно-Канадском
бассейне, а также зона, включающая месторождения Прадхо-Бей и Купарук в
Северо-Аляскинском бассейне.
Пододвигающаяся
под островную дугу окраина континента, на которой формируется комплекс
отложений передового прогиба, несет на себе осадочный чехол, образовавшийся в
палеобассейне на предшествующем, «пассивном» этапе развития этой окраины (часто
выделяемый как «платформенный этаж»). Для ОБ пассивной окраины характерны свои
структурно-формационные особенности и условия нефтегазоносности, кратко
рассмотренные ниже в связи с их большим влиянием на структурообразование и
нефтегазонакопление на ранней стадии формирования передового прогиба. К числу
важнейших из них относятся ступенчатые сбросы фундамента, образующиеся при
региональном растяжении, и связанные с ними разнообразные ловушки в осадочном
чехле, содержащие залежи нефти и газа. Анализ особенностей эволюции современных
ОБ пассивных окраин показывает, что на фоне преобладания процессов растяжения и
погружения основными, обусловливающими формирование ловушек УВ в бассейнах
этого типа, являются на рифтовом этапе - разломообразование, дифференцированное
опускание, иногда вулканизм, а на этапе собственно пассивной окраины -
пластическое течение масс (соли, глины), перемещение неконсолидированных
осадков на неустойчивых склонах, часто связанное с развитием
конседиментационных сбросов «роста», и разнообразные эрозионно-аккумуляционные
процессы. В связи с этим нами выделены четыре крупные группы (I-IV) ловушек (таблица). Для каждой из
них приведены основные морфоструктуры, типы ловушек и связанных с ними залежей,
а также регионы, в пределах которых к подобным ловушкам приурочены
многочисленные, в том числе крупные скопления УВ.
Следует
отметить, что современные ОБ, приуроченные к надрифтовым впадинам на утоненной
континентальной и переходной коре, в том числе ряд окраинных морей,
характеризуются теми же условиями растяжения и опускания на ранних стадиях
эволюции, что и бассейны пассивных окраин. Если они не испытали последующего
сжатия, развитые в них ловушки принципиально не отличаются от ловушек бассейнов
пассивных окраин. Примерами могут служить такие регионы, как Северное море,
Баренцево море, впадины Сирт, Гипсленд и др.
На рис. 2 приведена модель
размещения разнообразных типов ловушек и залежей УВ в ОБ современных пассивных
окраин, составленная авторами на основе обобщения данных об условиях
нефтегазоносности ОБ этого типа.
В
нефтегазоносности ОБ пассивных окраин важную роль играет ряд тектогенных и
седиментогенных зон, которые условно можно назвать шарнирными (соответственно
ШЗ-I и ШЗ-II, см. рис. 2). К тектогенным
относятся ступенчатые сбросы фундамента и особенно горстово-блоковые или
вулканогенные поднятия в области перехода континент - океан, ограничивающие на
ранних этапах эволюции пассивной окраины внутренние впадины, где накапливаются
толщи черных сланцев, которые являются основными нефтегазоматеринскими породами
в большинстве ОБ современных пассивных окраин. Эти шарнирные зоны находятся в
наиболее благоприятном для нефтегазонакопления положении [2]. С ними связаны
многие нефтяные и газовые месторождения, в том
числе крупные и крупнейшие (Хиберниа на шельфе Канады; Скот-Риф, Нор-Ранкин -
Австралии; Парту, Гарупа, Наморадо - Бразилии и др.). ШЗ-II (седиментогенные),
приуроченные к границе шельф - склон, характерны для поздних стадий эволюции
пассивной окраины, когда они утрачивают связь с пограничными ШЗ фундамента,
мигрируя от них на десятки километров в сторону океана или континента. С ними
могут быть связаны барьерные рифы, песчаные валы, конседиментационные сбросы
«роста», зоны выклинивания и фациального замещения, эрозионные поверхности,
соляные валы, к которым при благоприятных условиях могут быть приурочены
ловушки, группирующиеся в зоны нефтегазонакопления («тренды» в северной части
Мексиканского залива, зона Реформа-Кампече Мексики и др.).
Анализ
ловушек, развитых в пределах современных пассивных окраин, показывает, что в
этих ОБ, формирующихся в тектоническом режиме растяжения и опускания, типичные
антиклинальные структуры, образованные в результате сжатия и до сих пор
являющиеся основным объектом поисковых работ, практически отсутствуют.
Исключение составляют лишь те участки пассивных окраин, где большую роль играли
горизонтальные движения по трансформным разломам (впадины на северо-востоке
Бразилии, шельф Лабрадора - моря Баффина и др.). В остальных случаях
антиклинали в ОБ пассивных окраин представляют собой складки, ассоциированные
со сбросами «роста», структуры облекания и уплотнения (над горстами, блоками,
соляными и глиняными диапирами, рифами и др.), гравитационные складки или
седиментогенные тела. В отличие от антиклиналей сжатия они обычно выражены в
сравнительно узком стратиграфическом интервале, поэтому к ним редко бывают
приурочены месторождения с многопластовыми залежами.
При
переходе от пассивной окраины к передовому прогибу многие ловушки и связанные с
ними залежи УВ могут сохраниться в «платформенном» этаже. Однако на этой стадии
происходят также существенные структурные перестройки, которые приводят не
только к разрушению или переформированию, но и к концентрации скоплений УВ.
Основные процессы и связанные с ними группы (А-Г) ловушек охарактеризованы в
таблице.
Важнейшую
роль играет реактивизация ступенчатых сбросов фундамента, которые в условиях
сжатия могут трансформироваться во взбросы и надвиги. Обратные движения по этим
глубинным разломам обычно приводят к деформации вышележащей осадочной толщи в
протяженные надразломные складки. Возможно, именно с таким типом структур
связано большинство зон нефтегазонакопления на платформенном борту
Месопотамского передового прогиба (в том числе крупнейшее в мире месторождение -
зона Гавар), Оренбургский вал в современном сложно построенном Волго-Уральском
бассейне и др. Сохранение таких структур, отчасти унаследованных от структур
этапа пассивной окраины, возможно лишь при наличии очень широкой области
опускания континентальной окраины в сторону океана. В бассейнах пассивных
окраин с неширокими областями опускания, а также в существующих относительно
недолго бассейнах окраинных морей, для которых характерны многие типы ловушек и
зон нефтегазонакопления пассивных окраин, подобные структуры могут впоследствии
оказаться либо полностью в пределах внешней зоны орогена, либо будут
субдуцированы под ороген или погребены под молассами предгорного прогиба.
Наложение
связанных с глубинными разломами региональных зон нефтегазонакопления этапов
пассивной окраины и передового прогиба обусловливает широкий стратиграфический
диапазон нефтегазоносности в пределах этих зон и возможность формирования
крупных скоплений УВ в верхнем структурно-формационном комплексе за счет
перетока из нижнего. Отложения этапа пассивной окраины могут быть важным
дополнительным источником скоплений УВ в вышележащем орогенном комплексе не
только в зоне развития надразломных складок ранней стадии передового прогиба,
но и в дальнейшем, когда формируются характерные для зрелой его стадии
антиклинальные и надвиговые дислокации, служащие региональными зонами
нефтегазонакопления. Этому способствуют новые структурные и термобарические условия,
в которых оказывается комплекс пассивной окраины, испытывающий региональный
наклон при его пододвигании под островную дугу и последующем погребении под
молассами и надвиговыми пластинами зрелого орогена. Нефтегазоматеринские
отложения комплекса пассивной окраины, ранее не полностью реализовавшие свой
нефтегазоматеринский потенциал, в новых, более жестких термобарических условиях
могут генерировать существенные дополнительные порции УВ, которые, как и УВ
расформированных залежей, мигрируют латерально (вверх по восстанию в пределах
данного комплекса) и вертикально (вверх по трещинам и разломам в отложения
перекрывающего орогенного комплекса). Возможно, именно перераспределением и
дополнительной генерацией УВ в комплексах пассивных окраин, входящих в настоящее
время в состав передовых прогибов, и объясняется наличие в них более крупных
месторождений и запасов нефти и газа по сравнению с бассейнами современных
пассивных окраин.
При
оценке прогнозных запасов и выборе направлений поисково-разведочных работ на
нефть и газ в осадочных бассейнах передовых прогибов следует помимо
традиционных объектов учитывать возможность существования залежей в
рассмотренных выше ловушках ранней стадии передового прогиба, а также в
подстилающих комплексах, отвечающих бассейнам предшествующих этапов - пассивной
окраины и рифтовым - в специфических для этих палеобассейнов условиях. Такой
подход значительно расширяет перспективы нефтегазоносности как слабо, так и хорошо изученных
бассейнов передовых прогибов. Интересным примером в этом отношении является
открытие нефтяного месторождения Джейбиру в Тиморском море.
Это
месторождение (запасы его оцениваются от 26 до 65 млн. т) открывает новый этап
в освоении северо-западного шельфа Австралии, где раньше были известны только
газовые и газоконденсатные промышленные скопления [3]. Хотя по своему
современному положению месторождение находится, как уже упоминалось, в пределах
формирующегося передового прогиба, оно фактически приурочено к так называемому
суббасейну Вулкан - грабену, выполненному мощной континентальной
триасово-среднеюрской толщей [7]. Это типичный палеорифт с характерными
разломно-блоковыми структурами, с одной из которых и связано новое упомянутое
месторождение.
Таким
образом, на примере бассейнов передовых прогибов показана важная роль, которую
играют ранние этапы эволюции в нефтегазоносности современного результирующего
ОБ. Наибольшие запасы УВ сконцентрированы в недрах бассейнов многоэтапного
развития. Выделение структурно-формационных комплексов, отвечающих
последовательным этапам, и реконструкция особенностей, определяющих
нефтегазообразование и нефтегазонакопление на каждом этапе и при переходе от
одного этапа к другому, существенно расширяют круг поисковых объектов и
позволяют научно обоснованно ориентировать поисково-разведочные работы.
СПИСОК
ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кучерук Е.В., Алиева Е.Р.
Эволюционная классификация осадочных бассейнов с позиций тектоники плит -
основа оценки их нефтегазового потенциала.- Геол. методы поисков и разведки
м-ний нефти и газа.- ЭИ ВИЭМС. Сер. Экон. мин. сырья и геол. развед. работ,
1983, № 4, с. 8-12.
2. Кучерук Е.В., Алиева Е.Р.
Геодинамическая эволюция осадочных бассейнов и формирование крупных зон
нефтегазонакопления.- В кн.: Условия формирования крупных зон нефте- и
газонакопления. М., 1985, с. 45-51.
3.
Australian Jabiru offshore field holds 200m barrels? - Petrol. Times,
1984, v.88, N2175, p.
3.
4.
Beaumont C. Foreland basins.- Geophys. J. R. A. S„ 1981, v. 65, N 2, p.
291-329.
5.
Cohen C. R. Model for a passive to active continental margin transition:
implications for hydrocarbon exploration.- Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol.,
1982, v. 66, N 6, p. 708-718.
6.
Jacobi R. D. Peripheral bulge - a casual mechanism for the Lower/Middlle
Ordovician unconformity along the western margin of the Northern Appalachians. -
Earth and Planet. Sci. Letters, 1981, v. 56, December, p. 245-251.
7.
Parker M. ВНР maps plans to appraise big Jabiru oil
strike, drill more wildcats in the Timor Sea.- Oil and Gas J„ 1983, v. 81, N51, p.
111 - 112.
8. Shanmugam G., Lash G. G. Analogous tectonic evolution of the
Ordovician foredeeps, southern and central Appalachians.- Geology, 1982, v. 10,
N 11, p. 562-566.
