|
УДК 553.98:551.243.4 |
Проблема нефтегазоносности зон региональных надвигов
С.П. МАКСИМОВ, И.Н. КАПУСТИН, Л.Г. КИРЮХИН, Б.А. СОЛОВЬЕВ, В.С. ШЕИН (ВНИГНИ), Е.В. КУЧЕРУК (ВИНИТИ)
Практика проведения геологоразведочных работ на нефть и газ выдвинула ряд принципиально важных нетрадиционных направлений выявления новых месторождений, таких, как опоискование центральных зон синеклиз, континентальных толщ, региональных зон надвигов и т. д. В рамках статьи осветить все эти проблемы не представляется возможным, поэтому сосредоточим внимание на одной из них - региональных зонах нефтегазонакопления надвигов,- которая находит свое надежное теоретическое объяснение с позиций концепции тектоники литосферных плит [3-5, 10-12].
Еще с прошлого столетия известно Бориславское месторождение нефти и озокерита, приуроченное к Бориславско-Покутскому антиклинорию внутренней зоны Предкарпатского прогиба. В районе г. Борислава установлены четыре самостоятельные тектонические единицы, надвинутые одна на другую с юго-запада на северо-восток: Оровская скиба, Береговая скиба, Верхняя и Нижняя Бориславские складки. Верхняя Бориславская складка асимметрична и надвинута в северо-восточном направлении, лежачая. Под надвигом Верхней Бориславской складки установлена еще одна антиклиналь - Нижняя Бориславская складка, отличающаяся от Верхней меньшими размерами. Залежи нефти связаны с обеими складками, продуктивны отложения миоцена и палеогена. Промышленное значение Верхней залежи нефти было установлено в 1893 г., Нижней - в 1954 г.
К надвинутым частям Бориславско-Покутского антиклинория приурочены месторождения нефти Западной Украины: Долинское, Битковское, Рыпненское и другие, которые были открыты в послевоенные годы. Амплитуды надвигов достигают 25-30 км. Принципиально важным было недавнее открытие Лопушнянского нефтегазового месторождения, связанного с разрезом автохтонного тектонического комплекса (рис. 1). Залежь связана с отложениями верхнего мела, глубина их залегания 4200 м.
Не меньший интерес представляет геологическое строение месторождений нефти и газа Терско-Сунженской зоны поднятий. Естественные выходы нефти и газа в этой зоне известны с давних времен, когда нефть добывалась из колодцев. В 1893 г. было открыто Старогрозненское нефтяное месторождение, приуроченное к сложно построенной антиклинальной складке. Залежи нефти расположены в надвинутой ее части. В 1932 г. была установлена залежь нефти и в поднадвиговой части складки. Продуктивны отложения карагана и чокрака. В 1945 г. в отсеченной разрывом восточной периклинали Старогрозненского месторождения открыто Ташкалинское нефтяное месторождение. В 1913 г. в пределах Терско-Сунженской зоны поднятий было открыто Новогрозненское месторождение, а в 1915 г. в поднадвиговой блоке в западной части Терского хребта - Воскресенское. В 1933 г. в надвинутой части антиклинория было открыто месторождение нефти на Малгобекской площади. В последующие годы была доказана промышленная нефтегазоносность Терско-Сунженской зоны по отложениям верхнего мела. Однако ловушки в отложениях верхнего мела оказались меньше по размерам и практически лишенными нарушений. Установленные на Северном Кавказе надвиги ориентированы в основном на север, в сторону прогиба, их амплитуда достигает 25-30 км (рис. 2).
Тимано-Печорская провинция занимает северо-восточный угол Восточно-Европейской платформы и прилегающие к нему с востока районы Предуральского краевого прогиба с фундаментом байкальского возраста. В состав прогиба входят (с юга на север) Верхнепечорская, Большесынинская, Косью-Роговская и Каратоихинская впадины. В Предуральском краевом прогибе простирание структур меняется с субмеридионального на северо-востоке и далее на субширотное согласно изменениям простирания прогиба. Широко развиты надвиги в направлении с востока на запад, в сторону передового прогиба [2]. По имеющимся данным амплитуды надвигов составляют 20-30 км (рис. 3). В надвинутой части Вуктыльской складки установлена газоконденсатная залежь массивного типа, а в поднадвиговой - залежь нефти. Продуктивны отложения нижней перми и карбона. В южных впадинах Предуральского краевого прогиба в надвинутых частях складок, а также в поднадвигах промышленная нефтегазоносность пока неопределенна.
Таким образом, в надвигах и поднадвигах промышленные залежи нефти и газа известны в Предкарпатском, Предкавказском и Предуральском краевых прогибах. Одновременно следует отметить, что нефтегазоносность не доказана в пределах надвигов и поднадвигов в Предкопетдагском и Предверхоянском прогибах. Кроме того, на Северном Кавказе чешуйчато-надвиговая зона сопряжена с краевым прогибом, а на Южном Кавказе его нет. То же самое свойственно южному склону Копетдага. Отсутствие краевых прогибов отмечается также на восточных склонах Урала и Верхоянского хребта. Не совсем ясна структура Западных Карпат (на территории ЧССР).
Копетдагский сегмент надвигов протягивается на юге Туранской платформы почти на 700 км, образуя несколько тектонических пластин (рис. 4). Пластина передового хребта Копетдага состоит из серии складок-чешуй северо-западного простирания [7]. В пределах Западного Копетдага складки-чешуи имеют северо-восточное направление.
Наиболее активные процессы надвигообразования происходили в доплиоценовое и плиоцен-антропогеновое время. Бурением надвиги Копетдага практически не изучены.
Верхоянский пояс надвигов расположен в зоне сочленения Сибирской платформы и складчатых сооружений Верхоянско-Колымской области, осложняя внутреннюю зону Предверхоянского краевого прогиба. Большинство антиклинальных складок внутреннего крыла прогиба характеризуется коробчатым и гребневидным строением, крутыми наклонами крыльев и резкой асимметрией. Обычно восточные крылья более крутые (до 60-70°). Именно крутые крылья антиклиналей пространственно совпадают с крупными надвигами с амплитудой перемещения осадочных пород по ним до нескольких десятков километров. Один из таких надвигов изучен бурением в пределах Китчанской антиклинали (правобережье р. Лены в месте впадения р. Вилюя). По плоскости сместителя породы среднего и верхнего триаса перекрывают полого погружающиеся угленосные отложения верхней юры западного поднадвигового крыла Китчанской антиклинали. В некоторых структурах внутреннего крыла прогиба наблюдается более сложная система нарушений. Так, Лунхубуйская антиклиналь, расположенная к юго-востоку от Китчанской, осложнена встречными надвигами. По западному надвигу свод ее смещен в восточном направлении, в сторону Верхояно-Колымской складчатой области, и породы триаса здесь перекрывают подвернутое крыло антиклинали, сложенное верхнеюрскими образованиями. Восточный (Чечумский) надвиг (более молодой) осложняет погруженное западное крыло, где верхнетриасовые отложения надвинуты на различные горизонты юры в западном направлении.
Ферганская зона надвигов установлена недавно. С северо-запада и юга мезозойско-кайнозойский чехол Ферганской впадины перекрыт мощными (до 5 км) аллохтонными массами горно-складчатых обрамлений. Первые промышленные притоки нефти получены из поднадвиговых отложений на площадях Маданият и Обишифо. Принципиально важным является обнаружение здесь залежей нефти под надвинутыми породами палеозойского фундамента [6]. На площади Маданият продуктивными оказались отложения палеогена (II, IV, V и VI пласты). Дебит нефти в скв. 3 при опробовании II пласта сумсарских слоев (интервал 3682-3686 м) составил 9,5 т/сут. На площади Обишифо в скважине-открывательнице также из II пласта сумсарских слоев получен фонтанный приток нефти дебитом 11 т/сут (интервал 1021 - 1032 м). Очень интересные как в теоретическом, так и в практическом отношении результаты получены на Беномоэской площади. Глубокой поисковой скважиной было пройдено 200 м четвертичных отложений, затем она вошла в породы палеозойского фундамента, а на глубине 2485 м вскрыла отложения неогена и палеогена. Эти факты свидетельствуют о том, что площадь перспективных на нефть и газ земель в межгорных осадочных бассейнах может быть значительно увеличена за счет их краевых частей, а также периферийных частей, ограничивающих такие бассейны горных сооружений, обычно считающихся бесперспективными.
Зона надвигов Сахалина приурочена к северо-восточной части острова. Фронт аллохтонных масс контролирует здесь распространение антиклинальных складок. В их поднадвиговых частях установлены залежи нефти и газа на Восточно-Эхабинском, Мухтинском, Паромайском и других месторождениях [1].
Геологоразведочными работами надвиги обнаружены в большинстве горно-складчатых обрамлений платформ [8, 9]. Перспективы нефтегазоносности зон региональных надвигов подтверждены открытием в их пределах многочисленных нефтяных и газовых месторождений.
Кордильерский пояс надвигов – один из самых крупных. Он протягивается вдоль горно-складчатого сооружения Кордильер от Аляски через Канаду, США и Мексику до Гватемалы на расстояние около 5 тыс. км при ширине от160 до 320 км, в его пределах выделяются поперечные сегменты: Аляскинский, Альбертско-Монтанский, Вайоминг-Ютский, Аризонский и Мексикано-Гватемальский.
Потенциальные извлекаемые ресурсы Кордильерского пояса надвигов на конец 1981 г. на территории США (Вайоминг-Ютский, Аризонский и южная часть Альбертско-Монтанского сегмента) составляли 2,1 млрд. т нефти и 2,8 трлн. м3 газа. Здесь выявлено 18 продуктивных горизонтов, сложенных песчаниками, известняками и доломитами, в стратиграфическом интервале от нижнего мела до верхнего ордовика. Песчаники часто сильнотрещиноватые (месторождение Пайнвью), что значительно улучшает их коллекторские свойства. Высокими коллекторскими свойствами и большими эффективными мощностями отличаются и карбонатные породы. Например, мощность свиты мадисон на месторождении Уитни-Каньон-Картер-Крик составляет 425 м, а эффективная мощность продуктивных сильнотрещиноватых пород 183 м.
Наибольшие запасы жидких УВ приходятся на песчаники свиты наггет. Они продуктивны на 11 месторождениях, где из этих песчаников ежесуточно добывается 8,5 тыс. т нефти, 1,5 тыс. т жидких УВ, получаемых из природного газа, и 12,1 млн. м3 газа. Наиболее богатая в отношении сероводородсодержащих газов свита мадисон - главный продуктивный горизонт месторождения Уитни-Каньон-Картер-Крик и Сешен-Маунтинс. Самый глубокозалегающий продуктивный горизонт - ордовикские доломиты гигхорн, продуктивные на месторождениях Уитни-Каньон-Картер-Крик, Сешен-Маунтинс и Гудраф-Нарроус.
Наиболее значительные открытия в последние годы сделаны в Вайоминг-Ютском сегменте Кордильерского пояса надвигов. В январе 1975 г. после того, как было пробурено почти 500 поисковых скважин, оказавшихся непродуктивными, здесь было обнаружено первое газонефтяное месторождение Пайнвью, а к началу 1987 г. выявлено более 40 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Среди них, кроме Пайнвью, еще три - Ист-Аншутц-Ранч, Пейнтер-Резервуар, Уинти-Каньон-Картер-Крик, включенные в1984 г [15] в список крупнейших нефтяных месторождений США. Уже в январе 1984 г. суточная добыча в Вайоминг-Ютском сегменте составляла: 9450 т нефти, 2 тыс. т жидких УВ, получаемых из природного газа, и 19,3 млн. м3 газа.
Значительны ресурсы и других сегментов Кордильерского пояса надвигов. В Мексиканско-Гватемальском сегменте открыто одно нефтяное (Вивианко) и более 15 газовых (Монклова, Залоага, Прогрессо, Прието и др.) месторождений на севере (впадина Сабинас) и юге (так называемая мезозойская платформа Кордоба) Мексики, разведанные запасы газа которых оцениваются в 200 млрд. м3 (из них уже добыто 7 млрд. м3). Залежи выявлены в аллохтонных блоках на глубинах около 3 км в отложениях юры (свиты лакасита и лаглория), нижнего (свиты вирджин, падилла, лингака, баррил-бьехо) и верхнего (свита остин) мела.
В последнее время привлекают к себе внимание зоны надвигов Имигрант-Трейл, Уошаки, Аул-Крик, Уинд-Ривер, Кинта и надвиг у северного окончания гор Ларами. Здесь пробурено 16 глубоких скважин, которые, пройдя породы фундамента, опять вскрыли осадочные образования в поднадвиговых частях. Первая такая скважина (Картер-1-Юнит), пробуренная в 1950 г., прошла 979 м по докембрийским гранитам, а затем вновь вошла в осадочные отложения мезозоя и палеозоя, причем в свите фосфориа (пермская система) были встречены нефтепроявления. Кроме того, нефтепроявления в поднадвиговых отложениях были зафиксированы еще в 10 скважинах.
Первый приток нефти дебитом 9,5 т/сут из свиты мадди (нижний мел), залегающей под надвинутыми на нее породами фундамента, был получен в 1971 г. В 1980 г. в зоне надвига Аул-Крик, фиксируемого вдоль южного склона одноименных гор, ограничивающих с севера нефтегазоносный бассейн Уинд-Ривер, было открыто месторождение Тепи Флате. Поисковая скв. 16-I Тепи Флатс на глубине 1888 м вошла в докембрийские граниты и, пройдя по ним 2702 м, на глубине 4590 м вновь вошла в отложения мела. В их разрезе из свиты фронтир (интервал 5553- 5609 м) был получен приток газа дебитом 311 тыс. м /сут [13].
Аппалачский пояс надвигов протягивается вдоль одноименного горноскладчатого сооружения на расстояние около 1800 км при ширине до 90 км.
В его пределах пробурено около 50 поисковых скважин и выявлено четыре газовых месторождения. Наиболее крупное из них - Девилс-Элбоу, приуроченное к песчаникам силура (свита орискейни).
С Уошитским поясом надвигов связан новый нефтегазоносный район США с нетрадиционным типом коллектора. Наиболее интересен в нефтегазоносном отношении сегмент, протягивающийся от гор Уошито к горам Маратон на расстояние 1030 км при ширине 45 км.
Структуры, развитые здесь, характеризуются сложным чешуйчатым строением. Они подвергались интенсивной складчатости и дизъюнктивным дислокациям, что обусловило развитие интенсивной трещиноватости в породах. Это оказалось важным для аккумуляции здесь скоплений УВ в породах, в нормальных условиях обычно не являющихся коллекторами. Например, в свитах арканзас-новакулит и кабаллос (силур-миссисипий), представленных черными кремнистыми сланцами (на 90 % состоящих из SiO2) и глинистыми известняками, уже более 100 лет известны нефтепроявления, тем не менее обнаружение в них залежей УВ считалось маловероятным. По этой причине поисковое бурение на эти отложения специально не проводилось, а при их вскрытии скважины не испытывались. В 1977 г. в свите арканзас-новакулит было открыто первое нефтяное месторождение (Айсом-Спрингс), а к настоящему времени - уже более 10 нефтяных и газовых месторождений.
Антильский пояс надвигов, обрамляющий Багамскую платформу, протягивается более чем на 1500 км при ширине около 80 км. Здесь выявлено более 20 месторождений нефти, приуроченных к складкам-чешуям. Наиболее крупное месторождение связано с новым типом ловушек - антиформным (рис. 5). Здесь встречаются залежи в ловушках, связанных с олистостромами, катаклазитами, в том числе и в меланже магматических пород.
Для Загросского пояса надвигов, обрамляющего Аравийскую платформу, характерны крупные месторождения нефти и газа, связанные с олигоцен-нижнемиоценовыми и верхнемеловыми автохтонными антиклинальными структурами (Пезанан, Ага-Джари, Ахваз и др.), перекрытыми аллохтонными миоценовыми породами. В 1980 г. после 23 лет безуспешных работ доказана перспективность аллохтонных структур. В княжестве Шарджа было выявлено крупное газоконденсатное месторождение Саджаа [14] с дебитом газа скважины-открывательницы 1,4 млн. м3/сут и конденсата 660 т/сут. Продуктивны здесь известняки свиты тамама (нижний мел), залегающие на глубине около 3700 м во фронтальной части крупного аллохтона по периферии Оманских гор. Кроме месторождения Саджаа в аллохтонных структурах Аравийского полуострова открыто еще шесть месторождений нефти и газа.
Новозеландский пояс надвигов протягивается более чем на 1000 км. В 1980 г. в Новой Зеландии (северная часть бассейна Таранаки) было выявлено первое нефтяное месторождение Мак-Ки (запасы 2,1 млн. т). Продуктивны песчаники свиты капуни (эоцен-нижний олигоцен), слагающие серию чешуйчато-надвинутых тектонических пластин, залегающих на нижнемиоценовых морских аргиллитах и алевритах. Образование надвигов датируется средним миоценом.
Таким образом, надвиги сопровождают большинство нефтегазоносных регионов мира, а промышленная нефтегазоносность зон надвигов доказана результатами геологоразведочных работ.
Обобщение материала показывает, что надвиги имеют разный возраст образования и различные площади распространения. Они формируются чаще всего на краях литосферных плит в результате столкновения континентов, микроконтинентов, островных дуг. При этом с мегаплитами обычно связаны пояса (Кордильерский, Уральский и др.), а с малыми плитами - зоны (Ферганская, Сурхан-Вахшская и др.) надвигов.
Пояса и зоны надвигов имеют многоэтажное строение. Выше фундамента здесь обособляются три основных этажа (тектонических комплекса): автохтонный, аллохтонный и неоавтохтонный. Первый формировался до надвигообразования, второй - во время этого процесса, третий - после его завершения. Автохтонный и аллохтонный комплексы характерны для всех без исключения надвиговых поясов и зон. Неоавтохтонный комплекс образуется, если после процессов надвигообразования имеет место изостатическое выравнивание литосферы, которое, как правило, приводит к блоковому расчленению надвиговых пластин и маскирует проявление надвигов. С этими процессами связано появление ловушек антиформных типов. Наличие неоавтохтона отмечается в складках Антильского и Кордильерского поясов. В пределах Карпатского, Северо-Кавказского, Копетдагского сегментов Альпийского пояса. Ферганской, Афгано-Таджикской и других зон надвигов неоавтохтон отсутствует, т. е. они имеют двухэтажное строение.
Кроме того, в рассматриваемых структурах нередко присутствует параавтохтонный комплекс.
Строение автохтонного, параавтохтонного, аллохтонного и неоавтохтонного тектонических комплексов неодинаково. Для первого характерно развитие антиклиналей платформенного типа, в том числе и крупных, для второго и третьего - сложных складок, среди которых преобладают антиклинали-чешуи, и для последнего - брахиантиклиналей, осложненных сбросами.
Наибольшие размеры ловушек и промышленные запасы нефти связаны с разрезами автохтона. Здесь встречаются крупные месторождения нефти и газа (Загросский пояс надвигов). Однако во многих регионах мира указанный комплекс залегает на больших глубинах (более 4 км) и практически не опоискован. Поэтому одна из главных задач рассматриваемой проблемы - освоение автохтона.
Месторождения УВ в параавтохтонном и автохтонном комплексах имеют различные размеры, но преобладают мелкие. Однако указанный этаж содержит и крупные залежи. Причем они выявлены как в традиционных антиклинальных ловушках, так и в нетрадиционных - антиформных, катаклизитовых и других. Поэтому изучение нефтегазоносности параавтохтонного и аллохтонного разрезов должно начинаться с выяснения геодинамической эволюции региона с применением нетрадиционных подходов к поискам нефти и газа.
Нефтегазоносность неоавтохтонного разреза изучена лишь в бассейнах с мощной осадочной толщей, например Южно-Каспийском. Во многих же зонах региональных надвигов нефтегазоносность указанного этажа практически не изучена.
Весьма своеобразны и процессы нефтегазонакопления в пределах зон надвигов. Например, надвигообразование играет положительную роль при генерации УВ. В частности, с этими процессами могут быть связаны дополнительные импульсы генерации УВ за счет увеличения температуры, а также эффекта механохимического инициирования химических реакций. Учитывая, что площади развития надвигов значительны (сотни, тысячи квадратных километров), дополнительные масштабы генерации УВ оказываются весьма ощутимыми. Причина дополнительного тепловыделения в зонах развития надвигов - механическая работа перемещения, переходящая в тепловую за счет трения в плоскостях надвигов, теплоты внутреннего трения при формировании аллохтонных структур, а также теплоты упругой деформации при релаксации. Температура пород в зонах развития надвигов на глубине 3 км увеличивается почти в 2 раза по сравнению с платформенными образованиями (В.Е. Карачинский, 1975 г.). Этот вывод подтверждается также ростом метаморфизма углей Верхоянского (Б.А. Соколов, Е.П. Ларчинков, 1980 г.), Донбассо-Астраханского (Е.А. Карачинский, 1975 г.) и других поясов надвигов.
Роль поверхностей сместителей надвигов в миграции и аккумуляции УВ может быть различной. Чаще всего в отличие от плоскостей сбросов они служат экранами, причем экранирующие свойства плоскостей надвигов могут быть значительно усилены за счет выжимания по ним солей, глин и других пластических и непроницаемых пород. Большую роль в образовании покрышек играет алеврито-пелитовая часть разреза олистостромовых толщ. В ряде случаев поверхности надвигов могут служить благоприятными путями для миграции УВ. Об этом, в частности, свидетельствуют многочисленные нефтегазопроявления, зафиксированные в местах выхода надвигов на поверхность. Можно предположить, что на ранних стадиях образования зон надвигов происходит преимущественное переформирование существовавших ранее залежей УВ и образование новых в уже имеющихся ловушках, причем надвиги служат преимущественно путями миграции. На более поздних стадиях формируются главным образом залежи в ловушках, генетически связанных с надвигами. При этом надвиги играют роль экранов, а в ловушки поступают УВ, часть которых была дополнительно генерирована в поднадвиговых толщах. Залежи позднего формирования могут быть встречены также в структурах, которые ранее были непродуктивны из-за отсутствия эффективной покрышки, а затем оказались перекрытыми надвиговыми пластинами, содержащими в своих разрезах непроницаемые толщи.
Одновременно следует отметить, что не все надвиги могут содержать залежи УВ. Там, где нефть и газ были генерированы в донадвиговую фазу, вероятно, большая часть УВ рассеяна в гидросферу и атмосферу. Наиболее перспективны надвиговые породы, расположенные между основными плоскостями надвигов (параавтохтон), а также природные резервуары, сформировавшиеся в постнадвиговую фазу. Следовательно, геологические события, которые происходили после образования надвига, так же как и региональное постнадвиговое строение, служат определяющим параметром для поисков месторождений нефти и газа в надвиговых поясах.
Таким образом, возникают новые задачи региональных геофизических работ, параметрического и опорного бурения. Наиболее важная из них - переоценка границ нефтегазоносных регионов с целью расширения перспективных земель за счет региональных зон надвигов, определение структуры и мощности аллохтонных пластин, выявление природных резервуаров для нефти и газа, в том числе и нового типа. В первую очередь должны быть изучены надвиги, в строении которых участвуют отложения бассейнов древних пассивных окраин, преобразованных в процессе орогенеза.
Изложенное показывает, что освоение нефтегазового потенциала поясов и зон надвигов - важное направление в развитии геологоразведочных работ на нефть и газ в СССР. С учетом значительных перспектив нефтегазоносности, а также сложности строения поясов и зон надвигов рекомендуется разработать долгосрочную (до 2000 г.) комплексную межотраслевую программу «Шарьяж», которая должна предусмотреть: а) проведение палеогеодинамических реконструкций нефтегазоносных регионов зон сочленения крупных и малых плит и на этой основе пересмотр глубинного строения, палеогеографии и современной структуры территорий и акваторий в пределах Уральского, Верхоянского, Тиманского, Альпийского, Карпатского, Северо-Кавказского, Копетдагского сегментов, Байкало-Вилюйского, Таймырского поясов, Сурхан-Вахшской, Ферганской, Сахалинской и других зон надвигов; б) создание плитотектонических моделей нефтегазоносных регионов и зон надвигов; в) пересмотр схем формирования и закономерностей размещения скоплений нефти и газа на геодинамической основе; г) уточнение тектонического и нефтегазогеологического районирования нефтегазоносных регионов зон надвигов; д) переоценку прогнозных ресурсов нефти и газа с учетом геодинамического метода прогноза и поисков в поясах и зонах надвигов.
Программой должны быть учтены особенности проведения региональных геофизических работ, подготовки структур к глубокому бурению, проводки глубоких скважин, а также сложный рельеф, нетрадиционные типы ловушек, АВПД и др. При этом максимально должен быть использован накопленный опыт, в том числе зарубежных стран (прослеживание плоскостей надвигов, подготовки ловушек к поисковому бурению геофизическими методами и др.).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гололобов Ю.Н. К вопросу о поисках и подготовке ловушек, приуроченных к взбросо-надвигам.- В кн.: Геология и нефтегазоносность Сахалина. Л., 1977, с. 57-63.
2. Камалетдинов М.А., Казанцев Ю.В., Казанцева Т.Т. Происхождение нефтегазоносных платформенных структур. - Препринт доклада. Уфа, ин-т геол. Баш. фил. АН СССР,1983.
3. Кучерук Е.В., Алиева Е.Р. Современное состояние классификации осадочных нефтегазоносных бассейнов. - Обзор. Сер. нефтегаз.геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ, 1983, вып.12 (53).
4. Кучерук Е.В., Ушаков С.А. Тектоника плит и нефтегазоносность. Физика Земли. Т. 8. Итоги науки и техники. М., ВИНИТИ, 1985.
5. Максимов С.П., Шеин В.С. Тектоника литосферных плит - теоретическая основа научного прогноза в геологии нефти и газа. - Геология нефти и газа, 1986, № 9, с. 1-9.
6. Опыт поисков нефти и газа под породами фундамента.- ЭИ. Геол. методы поиск, и разв. м-ний нефти и газа. М., ВИЭМС, 1984, вып. 6, с. 1-6.
7. Перспективы развития геологоразведочных работ в Туркменской ССР / С.П. Максимов, В.Д. Ильин, К.А. Клещев и др.- Геология нефти и газа, 1984, № 1, с. 1 -12.
8. Поиски нефти и газа в зонах надвигов /Е.В. Кучерук, К.А. Клещев, В.В. Корсунь и др.- Обзор. Сер. нефтегаз. геол. и геофиз. М„ ВНИИОЭНГ, 1982, вып. 19 (39), с. 1-49.
9. Соколов Б.А., Хаин В.Е. Нефтегазоносность надвиговых окраин складчатых областей. - Сов. геология, 1982, № 12, с. 53-58.
10. Хаин В.Е. Идеи неомобилизма и новейшее развитие регионально-тектонических исследований в СССР.- Сов. геология, 1982,№ 3, с. 37-45.
11. Шеин В.С., Клещев K.А. Новые теоретические предпосылки оценки перспектив нефтегазоносности.- Обзор. Сер. нефтегаз. геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ, 1984, вып. 11 (41), с. 1-60.
12. Шеин В.С., Клещев К.А. Условия нефтегазоносности на платформах и в складчатых областях (с позиций тектоники плит).- Геология нефти и газа, 1984, № 3, с. 20-29.
13. Gries R. Oil and gas prospecting Beneath Precambrian of foreland thrust plates in Rocky Mountains.- Bull, Amer. Assoc. Petrol. Geol.,v. 67, № 1, 1983, p. 1-28.
14. Morrow R.M. Petroleum exploration and production.- Span, v. 23, № 1-2, p. 5-11.
15. Williams B. New California field added to list of United States giants.- Oil and Gas J.,v. 82, № 5, 1984, p. 134-136.
Рис. 1. Геологический разрез Внутренней зоны Предкарпатского краевого прогиба Карпатского сегмента Альпийского пояса
надвигов (по материалам УкрНИГРИ).
1 - надвиги; 2 - сбросы (I - Надворнянский, II - Гисковский, III - Калушский, IV - Косовский, V - Гильченский); 3 - швы столкновения (а - плиоцен-антропогеновый, б - домезозойский); 4 - поверхность фундамента; тектонические комплексы: 5 - верхний (мел-миоценовый) аллохтонный; 6 - нижний (палеозойско-кайнозойский) автохтонный; 7 - нефтегазовые залежи
Рис. 2. Геологический разрез Черногорской тектонической зоны Северо-Кавказского сегмента Альпийского пояса надвигов (по материалам В.И. Коновалова, И.И. Кононова и др.)
1 - надвиги; тектонические комплексы: 2 - аллохтонный, 3 - автохтонный
Рис. 3. Геологические разрезы месторождений Уральского пояса надвигов (по материалам М.И. Островского, Б.Я. Вассермана и др.).
А - Вуктыльское месторождение (северный сегмент), Б - Беркутовское месторождение (южный сегмент). 1 - надвиги; 2 - сбросы; 3 - газовые залежи
Рис. 4. Геологический разрез Копетдагского сегмента Альпийского пояса надвигов (по материалам УГ ТССР, НПО Нефтегеофнзика и др.).
Тектонические комплексы: 1 - аллохтонный, 2 - автохтонный; 3 - плоскости основных надвигов в подошвах тектонических пластин (ярусов складок-чешуй); 4 - углы наклона пород
Рис. 5. Геологическая модель месторождений УВ Антильского пояса надвигов.
А - структурная карта антиформы по подошве олистостромовой толщи палеоцена - раннего эоцена, Б - структурная карта по маркирующему горизонту параавтохтонного разреза (готерив-баррем), В - схематический геологический разрез.
1 - стратиоизогипсы, м; надвиги; 2 - разделяющие тектонические пластины (ярусы складок-чешуй), 3 - внутри тектонических пластин; 4 - поверхность размыва; тектонические комплексы: 5 - неоавтохтонный, 6 - аллохтонный,7 - параавтохтонный, 8 - автохтонный, 9 - олистостромовый (палеоген), 10 - орогенный (кампан-маастрихт); 11 - залежи нефти и газа; 12 - линия геологического разреза