К оглавлению журнала

 

УДК 553.98:551.248.2

© С.Г. Рябухина, Т.В. Дмитриевская, В.А. Зайцев, 1997

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕЗЕНСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ ПО НЕОТЕКТОНИЧЕСКИМ ДАННЫМ

С.Г. Рябухина, Т.В. Дмитриевская (ГАНГ им. И.М. Губкина), В.А. Зайцев (МГУ)

В настоящее время внимание исследователей все больше привлекают слабо изученные в нефтегазоносном отношении регионы Российской Федерации. К одному из них относится Мезенская синеклиза, расположенная в северной части Русской плиты. Перспективы нефтегазоносности этой территории связаны с древними осадочными толщами, которые вскрыты единичными скважинами, при общей мощности осадочного чехла 4-5 км. Несмотря на достаточно длительный период изучения этого региона, его нефтегазоносный потенциал остается невыясненным. В такой ситуации оценить перспективность территории можно лишь по косвенным признакам, ориентируясь на соседние районы. Одним из критериев для подобной оценки служит новейшая тектоника.

Проблемой связи неотектонических движений и нефтегазоносности платформенных бассейнов занимались многие исследователи (Ласточкин А.И., 1974; Розанов Л.Н., 1979; Рыжов И.Н., 1988; Удот Г.Д., 1979; Фердман Л.И., 1977; Ференс-Сороцкий А.А., 1979; Якушев В.И., 1979). При этом неоднократно подчеркивалось, что собственно образование газовых и нефтяных месторождений зависит от множества разнообразных факторов: историко-геологических (палеогеография, литология), геохимических, структурно-тектонических и др. Однако большинство из них так или иначе связаны с новейшими деформациями. Сами новейшие деформации зачастую полностью или частично унаследуют структурный план более ранних тектонических этапов, причем основной механизм формирования тектонических структур мог функционировать достаточно продолжительное время. Кроме того, по-видимому, наиболее важно и то, что сохранность газовых и нефтяных месторождений непосредственно определяется неотектоническими движениями.

Эмпирические зависимости между неотектоническими параметрами и показателями нефтегазоносности для Русской плиты подробно рассмотрены В.И. Якушевым [2]. Для выявления роли новейших движений в размещении месторождений нефти и газа им были исследованы территории Татарстана, Башкортостана, а также Самарской, Оренбургской, Саратовской и Волгоградской областей (проанализировано 716 месторождений). В результате проведенного анализа получены определенные закономерности в распределении залежей нефти и газа относительно разной степени интенсивности новейших тектонических движений.

Так, в частности, В.И. Якушевым было установлено, что в основном месторождения нефти и газа сконцентрированы в областях, которые характеризуются амплитудой неотектонических поднятий от 100 до 180 м относительно современного положения уровня моря. При этом наблюдается резкое убывание числа месторождений как в области малых, так и очень высоких значений амплитуд неотектонических движений (рис. 1, A). Помимо этого, максимальное число месторождений (553 из 702 анализируемых) приурочено к областям с минимальными значениями градиента амплитуды вертикальных неотектонических движений - от 0,1 до 5 м/км (см. рис. 1,Б). Значения градиента рассчитывались как отношение разностей амплитуд неотектонических движений в точках, находящихся на расстоянии 1 км, причем эта зависимость достаточно сложная и может существенно различаться для нефтяных и газовых месторождений. Большинство нефтяных месторождений приурочено к областям с минимальными значениями градиента амплитуды - от 0,1 до 2,0 м/км, в то время как газовые и газоконденсатные месторождения, как правило, размещаются в областях с несколько более высокими значениями градиента.

И, наконец, В. И. Якушевым был рассмотрен характер влияния степени активизации трещинно-разрывных дислокаций, выраженных плотностью мегатрещиноватости (числом отдешифрированных линеаментов, отнесенных к единице площади), на размещение и формирование нефтяных и газовых месторождений. Этот показатель особенно важен, поскольку непосредственно влияет на сохранность месторождений. Для Волго-Уральского региона 95% известных месторождений приурочено к зонам низкой и средней плотности мегатрещиноватости и только 5% - к зоне высокой плотности (см. рис. 1,В).

Описанные закономерности позволили создать предпосылки для проведения вероятностного прогноза территории Мезенской синеклизы с целью выявления площадей, благоприятных в неотектоническом плане для обнаружения нефтяных и газовых месторождений. Для этого данные, полученные по территории Волго-Уральского региона, были экстраполированы на территорию Мезенской синеклизы.

Остановимся более подробно на неотектонических параметрах Мезенской синеклизы. В качестве основы для выявления характерных особенностей новейших движений был использован анализ деформаций подошвы четвертичных отложений. Применение данного метода требует некоторых допущений. Во-первых, к началу неотектонического этапа эта поверхность должна быть примерно одновысотной и субгоризонтальной. Во-вторых, она должна быть приблизительно одновозрастной.

Что касается первого допущения, то можно отметить следующее. Поверхность выравнивания, сформированная к началу новейшего этапа, развита на комплексе пород палеозой-мезозойского возраста. Несмотря на разнообразие вещественного состава пород данного комплекса, их устойчивость к процессам денудации различается незначительно [1].

Что же касается второго допущения, то здесь вопрос остается открытым. Мы можем лишь констатировать, что время наступления новейшего этапа развития севера Русской плиты большинством исследователей определяется как рубеж палеогена и неогена. Следовательно, начиная с конца мезозоя должна была идти активная пенепленизация этой территории. В пределах Русской платформы максимальное воздымание, по данным В.И. Бабака, В.И. Башилова, Н.И. Николаева (1982), А.А. Ференс-Сороцкого (1979), приходится на предакчагыльское время (плиоцен). Исходя из этого и учитывая практически полное отсутствие отложений, позволяющих судить об истории региона с конца мелового периода и до плейстоцена, можно с определенной долей уверенности предположить, что поверхность коренного рельефа формировалась с миоцена до плейстоцена, т.е. является примерно одновозрастной [1].

Таким образом, поверхность дочетвертичного рельефа с определенной долей точности принимается нами в качестве основного репера при выявлении неотектонических движений в пределах изучаемого региона. Современное положение этого уровня, отраженное на "Карте рельефа дочетвертичных пород Архангельской области и сопредельных территорий" масштаба 1:1 000 000, составленной В.А. Зайцевым и др. (1991), может быть интерпретировано как результат проявления новейших тектонических движений (рис. 2).

Поверхность коренного рельефа изучаемого региона, отображенная на карте, представляет собой сложное сочетание крупных возвышенностей, разделенных глубокими и протяженными впадинами, к которым обычно приурочены долины крупных рек, таких как Онега, Северная Двина, Вага, Пинега, Мезень. К северо-северо-востоку наблюдается общее понижение поверхности коренных пород.

Для оценки плотности мегатрещиноватости структур Мезенской синеклизы была использована "Карта плотности спрямленных участков водотоков разных порядков" масштаба 1:1 000 000.

Таким образом, в качестве фактора вероятности обнаружения нефтяных и газовых месторождений были использованы частоты встречаемости месторождений нефти и газа, %:

для разных амплитуд неотектонических движений;

разных значений градиентов амплитуд неотектонических движений;

разных значений плотности мегатрещиноватости.

Для этого соответствующие значения амплитуд, градиентов и плотности мегатрещиноватости на картах Мезенской синеклизы замещались процентами встречаемости месторождений нефти и газа согласно соотношениям, полученным по Волго-Уральскому региону (см. рис. 1). В результате получены три схемы вероятности встречи нефтяных и газовых месторождений по каждому из указанных параметров. Затем значения вероятности для каждого параметра складывались, в результате чего была построена "Схема условной вероятности встречи нефтяных и газовых месторождений по неотектоническим данным на площади Мезенской синеклизы" (рис. 3).

Итак, согласно полученным значениям условной вероятности наиболее благоприятным по неотектоническим данным для формирования и сохранности месторождений нефти и газа на площади Мезенской синеклизы является Вашкинский свод (особенно в пределах северного участка Уктымского поднятия, центральной части Зеленомысского поднятия, южной половины Гаврилковского поднятия и практически всей Нившерской ступени). Несколько худшие, но все же достаточно хорошие условия нефтегазоносности отмечаются практически вдоль всей границы между Кулойско-Пинежским прогибом и Сафонской ступенью, на южной оконечности Пучкомского поднятия, на южной половине Небдинского поднятия, а также на площади Чанусского поднятия (см. рис. 2, рис.3).

Известные локальные структуры Мезенской синеклизы располагаются следующим образом: наиболее благоприятные неотектонические условия распространяются на Верхнеирасскую, Усть-Ежугскую и Карпагорскую локальные структуры, в несколько худших условиях находятся структуры Крутая, Няфтинская, Совпольская, Веркольская, Ежугская, Рюхинская, Олемская, Лешуконская, Нижнесумская и Пысская (см. рис. 3).

Особо следует отметить положение Заворотной, Медвежьей и Усть-Снопинской локальных структур, располагающихся в пределах Чешской и Оминской впадин. Структурно-геологические условия образования этих впадин существенно отличаются от таковых всей остальной рассматриваемой территории и, следовательно, к их малой перспективности по неотектоническим данным следует относиться осторожно.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Рыжов И.Н. Неотектоника европейского Севера СССР. - Л.: Наука, 1988.
  2. Якушев В.И. Роль новейших тектонических движений в размещении месторождений нефти и газа на Русской плите // Тектонические факторы размещения зон нефтегазонакопления. -Л., 1979. - С. 56-70.

ABSTRACT

The Mezensky syneclise which is poorly studied about oil and gas prospecting is considered here. Prospects of the territory were evaluated by indirect evidences with reference to adjacent areas. Neotectonics appears to be one of criteria used for similar evaluation. Regularities between neotectonic parameters and oil and gas potential indices of the Volga-Urals area revealed by V.I.Yakushev have created grounds for probabalistic prognosis of the Mezensky syneclise territory for the purpose of revealing of areas favourable in neotectonic aspect for oil and gas fields discovery. For this purpose, data obtained for the Volga-Urals area were extrapolated on the Mezensky syneclise.

By neotectonic data, most favourable for oil and gas fields generation and preservation within the Mezensky syneclise is the Vashkinsky arch , particularly within the limits of the northern part of Uktymsky uplift, central part of Zelenomyssky uplift, southern part of Gavrilovsky uplift and practically the whole of Nivshersky terrace. Somewhat worse oil and gas accumulation conditions but however rather favourable are recorded along practically the whole boundary between Kuloisk-Pinezhsky trough and Safonsky terrace, on the southern end of Puchkomsky uplift, on the southern part of Nebdinsky uplift, as well as within the Chanussky uplift.

Рис.1. ГРАФИКИ ЧАСТОТЫ ВСТРЕЧАЕМОСТИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОЛГО-УРАЛЬСКОГО РЕГИОНА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ АМПЛИТУД (А) И ГРАДИЕНТОВ АМПЛИТУД (Б) НЕОТЕКТОНИЧЕСКИХ ДВИЖЕНИЙ, ПЛОТНОСТИ МЕГАТРЕЩИНОВАТОСТИ (В) (по данным В. И. Якушева, 1979)

Плотность мегатрещиноватости: 1 -низкая (1,00-1,56), 2 - средняя (1,57-2,31), 3 - высокая (2,32-2,46), 4 - очень высокая (> 2,46)

Рис.2. СХЕМА НЕОТЕКТОНИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ РУССКОЙ ПЛИТЫ

1 - границы структур первого (а) и второго (б) порядков; 2 - стратоизогипсы поверхности дочетвертичных отложений, м

Рис.3. СХЕМА УСЛОВНОЙ ВЕРОЯТНОСТИ ВСТРЕЧИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО НЕОТЕКТОНИЧЕСКИМ ДАННЫМ НА ПЛОЩАДИ МЕЗЕНСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ

1 - изогипсы произведения условных вероятностей встречи нефтяных и газовых месторождений по неотектоническим данным; 2 - локальные структуры (по Каретникову Л.Г., 1990): 1 - Заворотная, 2 - Медвежья, 3 - Усть-Снопинская, 4 - Верхнеоменская, 5 - Чупровская, 6 - Калиновская, 7 - Мосеевская, 8 - Язевецкая, 9 - Цемская, 10 - Верхнеирасская, 11 - Крутая, 12 - Конеущельская, 13 - Койнасская, 14 - Нижнесумская, 15 - Лофтурско-Айпинская, 16 - Няфтинская, 17 - Ценогорская, 18 - Пысская, 19 - Елькибская, 20 - Макарибская, 21 - Субанская, 22 - Лоптюжская, 23 - Чимская, 24 - Усть-Няфтинская, 25 - Кимжинская, 26 - Рюхинская, 27 - Совпольская, 28 - Немнюгская, 29 - Полтинская, 30 - Ежутская, 31 - Усть-Ежутская, 32 - Лешуконская, 33 - Олемская, 34 - Карпагорская, 35 - Веркольская, 36 - Западно-Уфтюгская, 37 - Уфтюгская, 38 - Илешская, 39 - Усть-Выйская, 40 - Яренская; I-IX - наиболее перспективные участки для поиска нефти и газа