|
УДК 551.4:551.248.2(571.5) |
Неотектоника и оценка перспектив нефтегазоносности юга Сибирской платформы
Н.К. МОЛОТКОВ (ВостСибНИИГГИМС)
В последние годы в различных нефтегазоносных районах страны интенсивно ведутся неотектонические исследования, связанные с поисками месторождений нефти и газа. Установлено, что неотектонические факторы в зависимости от степени влияния на герметичность недр играют различную роль в оценке нефтегазоносности [1]. Поэтому возникает необходимость в более углубленном изучении неотектонических процессов и определении их роли и характера влияния на формирование зон нефтегазонакопления и образования промышленных залежей нефти и газа. Особую остроту данная проблема приобретает на Сибирской платформе, где в настоящее время широко ведутся поисковые работы.
В южной части Сибирской платформы начиная с позднего эоцена [2] неотектонические движения проявились очень активно. Они создали разнотипные системы новейших структур и привели к обновлению структур более древнего заложения. В целом новейшая структура юга Сибирской платформы имеет преимущественно блоковое строение и представляет собой взаимосвязанную мозаичную систему блоков и ступеней, разделенных подновленными линейными или кольцевыми разрывами. Здесь выделяется три наиболее крупных (надпорядковых) неоструктурных образования, которые различаются индивидуальными закономерностями строения и развития. К ним относятся Внутриплатформенная, Присаяно-Енисейская и Прибайкальская ступени.
Внутриплатформенная ступень (рис. 1) занимает северную и центральную части территории и характеризуется сравнительно простым неотектоническим планом, обусловленным преобладанием сводово-блоковых подвижек, которые происходили в условиях относительно спокойного тектонического режима. Суммарные амплитуды вертикальных движений имеют здесь небольшие значения (50-200 м). Поверхность ступени занимает более низкое гипсометрическое положение относительно краевых частей платформы, где расположены высокие переходные ступени: Присаяно-Енисейская и Прибайкальская.
По режиму неотектонических движений, генезису и морфологии структурных образований Внутриплатформенная ступень разделяется на ряд крупных неотектонических структур первого порядка. К ним относятся Ангаро-Чонская зона впадин и слабых поднятий, Илимпейское сводово-глыбовое поднятие. Среди них расположены группы более мелких блоков, являющиеся структурами второго порядка.
Присаяно-Енисейская краевая ступень примыкает к горам Восточного Саяна и Енисейского кряжа. В основе характера неотектонических движений данной территории лежат определенные сочетания платформенного и орогенных тектонических режимов. За счет этого здесь увеличиваются интенсивность и амплитуды (до 400 м) вертикальных перемещений, усиливается раздробленность пород, формируются предгорные прогибы, проявляются горизонтальные движения, что приводит к возникновению надвигов и перекосу блоковых структур. Общий северо-западный план расположенных здесь структурных форм подчиняется структурному плану соседнего орогена, В состав краевой Присаяно-Енисейской ступени входят три крупные новейшие структуры первого порядка: Ангаро-Удинская зона сводово-глыбовых асимметричных поднятий и погружений, Предсаянская зона относительного прогибания и Камовское сводово-глыбовое поднятие. Среди них выделяются группы блоковых поднятий и погружений, объединяющиеся в новейшие структуры второго порядка. Особенно резко выделяется Предсаянская структурная зона, представленная системой слабо приподнятых (10-200 м) ступенчатых блоков, вытянутых в северозападном направлении.
Прибайкальская краевая ступень занимает юго-восточную окраину Сибирской платформы. В пределах ее наиболее ярко проявилось влияние новейших горообразовательных процессов на краевую часть платформы. Это выразилось в резком увеличении (до 800 м) амплитуд новейших поднятий, в полном подчинении новейшего структурного плана общему плану Байкальского горного сооружения, в интенсивном дроблении поверхности и вертикальном выдвижении клиновидных блоков верхней части осадочного чехла под действием тангенциальных напряжений.
По характеру структурного строения и режиму новейших движений в пределах ступени выделяются две неотектонические зоны первого порядка: Верхнеленское сводово-глыбовое поднятие и Приленская зона волнообразных складчато-глыбовых структур.
Верхнеленское поднятие представляет собой вытянутый в меридиональном направлении свод, включающий серию высоко приподнятых блоков, наклоненных к его основанию. Максимально приподнятые блоки (600-800 м) расположены в центре и в юго-восточной части свода. Границы Верхнеленского поднятия достаточно ясные, они проходят вдоль региональных разрывов и в рельефе подчеркиваются высокими (100- 300 м) флексурообразными уступами. В строении свода наряду с блоковыми структурами значительную роль играют линейные раздвиговые впадины (Жигаловская, Хандинская и др.), куполовидные поднятия, системы наложенных приразломных эрозионно-структурных впадин, которые в определенной генетической совокупности образуют структуры второго порядка.
Приленская зона волнообразных складчато-глыбовых структур расположена к северу от Верхнеленского поднятия. Здесь небольшие структуры разного типа (антиклинали, блоки, разрывы) образуют по окраине платформы системы вложенных дуг, повторяющих очертания горного обрамления. В рамках данных систем распределяются продольные оси линейных новейших структур, которые в целом образуют волновую, гофрированную поверхность, напоминающую поверхность стиральной доски. При этом происходит чередование высоко приподнятых структурных линий и относительно опущенных с приблизительно равными промежутками между ними. Создается впечатление, что в рельефе зафиксированы «застывшие волны» определенной длины. Наиболее ярко такая картина наблюдается вблизи горных сооружений.
Кроме указанных структурных образований, на южной окраине Сибирской платформы впервые выделяется еще одна крупная неоструктурная единица, которая образовалась в результате пересечения и наложения друг на друга двух краевых областей. Выделенный район служит составной частью обеих краевых ступеней, которые, пересекаясь, суммировали свои тектонические усилия и тем самым определили характер его структурного строения. В целом они образуют клиновидную биссекторную зону, которая испытала двойное воздействие горообразовательных режимов: саянского и байкальского. Первый выразился в подчинении ориентировки структур северо-западному (саянскому) направлению, второй - в общем увеличении суммарных амплитуд вертикальных поднятий.
Таким образом, новейшая структура южной части Сибирской платформы представляет собой сложную, взаимосвязанную систему разноприподнятых ступеней, блоков, сводов, валов. Она включает определенные элементы влияния соседних орогенов и является результатом их совместных динамических усилий. Наибольший практический интерес представляют крупные неотектонические элементы, формирование которых вызвало достаточно глубокие структурные преобразования, охватившие всю толщу пород осадочного чехла платформы, включая и нефтегазоносные горизонты венда.
На изученной территории был проведен региональный сравнительный анализ, включающий сопоставления имеющихся сведений по нефтегазоносности с новейшим структурным планом [3]. В результате установлены определенные взаимосвязи, где известные на юге платформы месторождения и нефтегазопроявления тяготеют преимущественно к положительным новейшим структурам или к районам, где происходят разнонаправленные перемещения (погружения - поднятия). Амплитуды перемещений в этих случаях достигают небольших величин (50-100 м). Например, Вилючанское и Среднеботуобинское месторождения расположены вблизи границы, вдоль которой наблюдается переход отрицательных новейших деформаций к положительным с амплитудой 0-50 м. Такие же неоструктурные позиции занимают Преображенское и Даниловское месторождения. В зоне малоамплитудных поднятий (50-100 м) находятся Верхнечонское, Ярактинское, Марковское и Братское месторождения. Все выявленные месторождения нефти и газа сосредоточены на площади, где средние значения градиентов вертикальных движений равны 2-4 м/км. В связи с этим создается впечатление, что нефтегазоносность связана с зонами средних значений 2-4 м/км градиентов вертикальных движений и малоамплитудных (до 200 м) новейших поднятий. Такая связь не случайна, она отражает всю сумму природных зависимостей между фазовыми равновесиями пластовых флюидных систем, динамическим режимом недр и тектоническими напряжениями в земной коре. Это можно объяснить тем, что в пределах приграничных зон, захваченных малоамплитудными деформациями, которые создают определенную степень раздробленности, возникают оптимальные структурные условия для проникновения и локализации УВ. Поисковое бурение в таких случаях необходимо проводить не в центре новейших структур, а вдоль их границ, разделяющих малоамплитудные перемещения, особенно там, где они развиваются унаследованно и имеют оптимальные значения градиентов. Подобная обстановка наиболее выразительно представлена в пределах Ангаро-Чонской зоны впадин и слабых поднятий, границы которой заложились вдоль разломов фундамента.
Результаты сопоставлений показывают, что наиболее продуктивными являются новейшие структуры, развивающиеся в унаследованном плане, начиная с палеозоя в условиях малоамплитудных (до 200 м) движений. К неоструктурам подобного типа можно полностью отнести Ангаро-Чонскую зону впадин и слабых поднятий.
Если проанализировать имеющиеся данные о нефтегазоносности с учетом динамических характеристик новейших движений [4], то нетрудно установить, что известные месторождения (Ботуобинское, Верхнечонское, Преображенское, Братское) расположены на внутриплатформенной границе Прибайкальской краевой ступени. Согласно современным представлениям [5, 6], по юго-восточной окраине платформы образуется обширный фронт регионального сжатия. В этих условиях флюиды должны вытесняться из зоны сжатия и накапливаться там, где резко меняются геодинамические нагрузки, т. е. вдоль границы Прибайкальской ступени. Миграция их может осуществляться в северо-западном направлении вдоль сколовых трещин и разрывов, образующихся в условиях сжатия.
Если сопоставить имеющиеся материалы о нефтегазоносности с планом волновых рельефообразующих деформаций, то можно заметить, что все известные месторождения располагаются в районах наложения и погашения волновых систем, т. е. там, где волновой процесс затухает и его механическое воздействие ослабевает. Интересная особенность намечается и при анализе новейших разрывных нарушений. Все месторождения и проявления нефти и газа совпадают с узлами пересечения разрывных нарушений, испытавших растяжения, или тяготеют к границе, разделяющей районы с различными простираниями тектонических дислокаций. На севере эту границу условно можно провести по линии, проходящей через населенные пункты Марково-Преображенка-Тас-Юрях, что также совпадает с внутриплатформенной границей Прибайкальской ступени. К юго-востоку от нее региональные блокообразующие разломы имеют преимущественно северо-западное простирание, направленное перпендикулярно к основному простиранию Байкальской складчатой области. К северо-западу от этой линии простирания разломов резко меняются на северо-северо-восточное. Указанные блокообразующие разломы часто наследовали глубинные зоны фундамента и испытали в новейший этап горизонтальные смещения (см. рис. 1). Вдоль намеченной границы резко меняются направления структурно обусловленных долинных линеаментов. Вероятно, установленные закономерности не случайны, они связаны с районами интенсивного дробления горных пород и обогащения участков, расположенных на границе резкого изменения простирания древних и наследующих их новейших разломов.
Согласно приведенным данным, амплитуды вертикальных деформаций на территории колеблются от -100 до +800 м. В этом диапазоне вертикальных перемещений (равномерно по установленным интервалам амплитуд) выбраны 446 глубоких скважин.
Неоструктурный анализ результатов бурения показал, что наибольшее количество скважин, в которых получены притоки нефти, газа и конденсата, распределяется в интервалах амплитуд (м) 0-50, 100-200, 400-450, 550-600. Основное их количество тяготеет к интервалам амплитуд от 0 до 200 м. Скважины с нефтью и конденсатом совпадают с амплитудами 0-150 м (месторождения Даниловское, Среднеботуобинское, Верхнечонское, Преображенское, Ванаварское, Ярактинское, Марковское). Газовые месторождения обычно связаны с более значительными (400-600 м) амплитудами поднятий. Наиболее четко выделяется интервал 400-450 м, к которому тяготеют газовые проявления, полученные из верхних продуктивных горизонтов осадочного чехла.
Распределение нефтегазоносности с учетом амплитуд поднятий и мощности пород над установленными проявлениями и залежами показало, что с увеличением амплитуды новейших поднятий уменьшается глубина залегания залежей нефти и газа, В распределении залежей свободного газа появляется несколько повторяющихся уровней.
Следует отметить, что к оценке амплитуд поднятий на юге Сибирской платформы необходимо подходить дифференцированно. Важно учитывать, что в северной части территории максимум нефтегазоконденсатных скоплений связан с амплитудами 0-50 м, а в южной - с амплитудами 100-200 м. Можно считать, что новейшие поднятия с амплитудами до 200 м (для всей территории) благоприятны для формирования нефтяных и нефтеконденсатных залежей, а поднятия с амплитудами 400-600 м благоприятны для формирования газовых скоплений. При указанных новейших деформациях в условиях южной части платформы, видимо, не происходит значительного нарушения герметичности недр и сильного разрушения нефтяных и газовых скоплений. От этого их также предохраняют плотные и пластичные соленосные прослои.
При анализе относительных превышений, наблюдаемых вдоль межблоковых границ, обнаруживается, что нефтяные проявления связаны с небольшими превышениями - 30, 50-60, 80-110 м. Газовые скопления отмечаются в интервалах 90-110, 150-230 м. Распределение нефти и газа с учетом направлений общих уклонов поверхности блоков выглядит следующим образом: нефть совпадает с блоками, наклон которых соответствует ЮВ 165 °, СВ 20 °, газ - СВ 20 °, ЮЗ 225 °, нефть и газ - СВ 20 °, ЮВ 165 °. По направлению структурных линеаментов нефть распределяется в азимутальных значениях 10-20 °, газ - 0-10, 40 °; нефть и газ - 0-40 °.
Результаты сравнительного анализа говорят о том, что на исследованной территории, так же как и в других нефтегазоносных областях страны, существуют определенные связи между известными нефтепроявлениями с оптимальными неотектоническими условиями, которые могут рассматриваться как благоприятные неоструктурные факторы нефтегазоносности. К ним относятся зоны средних значений (2-4 м/км) горизонтальных градиентов новейших вертикальных движений, районы, расположенные на границе движений разного знака (погружения-поднятия), районы унаследованных поднятий, проявлявшихся с палеозоя, районы поднятий с амплитудами 0-50, 100-200 (для нефти), 400-600 м (для газа), зоны пересечения, унаследованно развивающихся структурных линеаментов, участки поверхности с оптимальной (0,1-0,2 км/км2) мегатрещиноватостью горных пород, внутриплатформенные границы краевых неотектонических зон сжатий, сближенные границы кольцевых образований, зоны резкой перестройки простираний, унаследованно развивающихся разломов.
К неблагоприятным неотектоническим факторам нефтегазоносности можно отнести резкую перестройку структурного плана в новейшее время, большие (свыше 500 м) значения суммарных амплитуд и градиентов неотектонических движений, высокую степень активизации и значительную плотность разрывных нарушений.
Общим итогом анализа является схема качественной оценки перспектив нефтегазоносности юга Сибирской платформы, составленная с учетом особенностей неотектонического строения данной территории (рис. 2). Здесь выделены районы с различной активностью и характером новейших движений, различной степенью сохранности и условий накопления залежей нефти и газа. Наибольший интерес представляют районы, захваченные умеренно активными движениями с малой степенью дифференциации и дробления. Эти данные могут быть использованы на стадии прогнозирования и направления нефтепоисковых геолого-геофизических исследований.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Варламов И.П. Основные итоги изучения новейшей тектоники равнин Сибири в связи с их нефтегазоносностью. - Геоморфология, 1982, № 3, с 13-22.
2. Золотарев А.Г. Переходный рельеф между орогенными и равнинно-платформенными областями,- Геоморфология, 1976, № 2, с 26-35.
3. Молотков Н.K., Курушина Н.Ф. Неотектонические исследования Непско-Ботуобинского района.- В кн.: Геология и полезные ископаемые юга Восточной Сибири. Иркутск, 1979, с. 38-39.
4. Молотков Н.К. Вопросы методики и основные результаты неотектонических исследований Непско-Ботуобинского района.- В. кн.: Региональная неотектоника Сибири. Новосибирск, 1983, с. 111.
5. Структура и история развития Предбайкальского предгорного прогиба / С.М. Замараев, О.М. Адаменко, Г.В. Рязанов и др. М., Наука, 1976.
6. Тулохонов A.K. Механизм развития и морфоструктура горного обрамления Сибирской платформы.- Геоморфология, 1983, № 3, с. 77-85.
Рис. 1. Схема основных неотектонических структур юга Сибирской платформы:
1 - границы новейших структур (а - надпорядковых ступеней, б - структур первого порядка, в - структур второго порядка); 2 - границы рельефообразующих блоков (стрелками обозначено общее направление уклонов их поверхностей); 3 - крупные тектонические уступы; 4 - предполагаемые зоны горизонтальных смещений; 5 - участки преобладающей аккумуляции; 6 - зоны интенсивного дробления и трещиноватости горных пород. Надпорядковые новейшие структуры, ступени: I - Внутриплатформенная, II - Саяно-Енисейская переходная. III - Прибайкальская переходная, II-III - район совмещения двух краевых ступеней (биссекторная зона). Структуры первого порядка: А - Ангаро-Чонская зона сводово-глыбовых поднятий и погружений, В - Ангаро-Удинская зона сводово-глыбовых поднятий и погружений, В - Предсаянская зона относительного прогибания, Г - Верхнеленское сводово-глыбовое поднятие, Д - Приленская зона волнообразных складчато-глыбовых структур, Е - Илимпейское сводово-глыбовое поднятие, Ж - краевая часть Камовского сводово-глыбового поднятия
Рис. 2. Схема качественной оценки перспектив нефтегазоносности юга платформы с учетом неотектонических данных.
Районы с различной активностью новейших тектонических движений и различной степенью сохранности залежей нефти и газа: 1 - высокоактивные, размах поднятий 500-800 м, степени дифференциации и дробления высокие (0,25-0,35 км/км2), залежи разрушены; 2 - активные, размах поднятий 300-600 м, степени дифференциации и дробления значительны (0,2-0,25 км/км2), залежи сохранились частично; 3 - умеренно активные, размах опусканий 50 м, поднятий - 250 м, степени дифференциации и дробления малые (0,05-0,15 км/км2), залежи сохранились удовлетворительно. Площади по перспективам на нефть и газ: 4 - наиболее благоприятные: а - для формирования и сохранения залежей нефти и газа, б - то же преимущественно для залежей газа, 5 - благоприятные; 6 - малоперспективные; 7 - предполагаемые радиационные температурные аномалии участков поверхности, характеризующиеся быстрым стаиванием раннего снега, 8 - граница современного распространения платформенного чехла; 9 - площади и скважины глубокого бурения, в том числе с притоками нефти и газа; 10 - месторождения нефти и газа