Роль соляных структур в строении арктических бассейнов Западной Евразии по сейсмическим данным

Орогенические пояса Северного Урала, Пай-Хоя, Новой Земли и п-ова Таймыр образуют складчатую систему сложной конфигурации, которая граничит c Западно-Сибирским, Енисей-Хатангским, Тимано-Печорским и Баренцевоморским бассейна- ми (рис. 1). С этими бассейнами связаны основные нефтегазовые ресурсы Арктической Евразии ([1] и др.).

Геологическое строение этих бассейнов и прилегающих к ним складчатых сооружений привлекало внимание многих исследователей. Некоторые

TOPICAL ISSUES OF OIL AND GAS GEOLOGY результаты геолого-геофизических исследований этих районов суммированы в обобщающих работах [2–9]. Особенностями осадочных бассейнов рассматриваемого региона являются большая мощность осадочного чехла и его широкий стратиграфический диапазон. Это обстоятельство является следствием длительного, многоэтапного структурно-седиментационного развития этих бассейнов, что позволяет выделять в осадочном чехле структурные этажи, различающиеся составом отложений и характером их деформаций.

В настоящее время накоплено много данных, характеризующих состав, строение и нефтегазоносность верхних структурных этажей рассматриваемых осадочных бассейнов. В них сосредоточены основные запасы нефти и газа Западно-Сибирского, Енисей-Хатангского, Тимано-Печорского и Баренцевоморского бассейнов. Представления о строении подстилающих структурных этажей отличаются значительной неопределенностью, что обусловлено их фрагментарной изученностью. Основным источником информации о глубинном строении этих бассейнов являются данные региональных сейсмических исследований и небольшого числа глубоких скважин. Интерпретация этих данных в комплексе с дополнительной геолого-геофизической информацией позволяет установить новые детали их глубинного строения. К их числу относится выявление разнообразных деформаций с участием раннепалеозойских солей.

В Енисей-Хатангском прогибе соляной диапир был обнаружен в 1930 г. на п-ове Юрунг-Тумус [10]. Позднее в этом районе было открыто нефтяное месторождение Нордвик. В солях этого диапира были выделены обломки пород, содержащих среднедевонскую фауну [10]. Это позволяет заключить, что соли имеют либо такой же, либо более древний возраст. В Тимано-Печорском бассейне соли позднеордовикского возраста были вскрыты в 1976 г. при бурении глубоких скважин на месторождении Коч-мес [11]. В естественных обнажения эвапоритовые толщи были установлены при геологической съемке в пределах Горного Таймыра (рис. 2). Диапиры прорывают в этом районе слои раннедевонских доломитов и известняков тарейской свиты. Электро-разведочными работами — магнитотеллурическим зондированием на п-ове Таймыр установлено, что предполагаемым соляным диапирам соответствуют ярко выраженные аномалии высоких сопротивлений [12]. Ордовикские эвапориты описаны при проведении полевых исследований на архипелаге Северная Земля [13].

Данными и бурения и сейсморазведки было установлено широкое распространение позднеордовикских солей в северо-восточных районах Тимано-Печорского бассейна [11]. Интерпретация региональных сейсмических данных показывает многочисленные признаки наличия соляных деформаций на севере Карского моря [3, 13–17], а также в восточной части Печорского моря [18]. В этих районах прямые определения возраста соленосных отложений отсутствуют, однако материалы сейсмической корреляции и региональной интерпретации позволяют считать, что их возраст наиболее вероятен как позднеордовикский.

До настоящего времени дислоцированные соляные структуры в арктических бассейнах Западной Евразии рассматривались как разрозненные локальные явления, не имеющие существенного значения для понимания их регионального строения. Между тем появляется все больше свидетельств того, что эвапоритовые толщи в исследуемом регионе широко распространены и, возможно, имеют общее происхождение. Фрагментарность свидетельств о наличии соленосных толщ и неопределенность интерпретации наблюдаемых по данным сейсморазведки структурных форм обусловливают важность их целенаправленного рассмотрения в региональном контексте. Актуализированное понимание строения и формирования соляных структур может существенно модифицировать интерпретацию структурно-седиментационного развития арктических бассейнов Западной Евразии и эволюцию их нефтегазовых систем.

Краткий очерк геологического развития

Строение арктических бассейнов Западной Евразии определяется последовательной сменой геодинамических и климатических условий, определявшихся историей плитно-тектонических взаимодействий. Наиболее неопределенной является тектоностратиграфия палеозойских толщ. С наибольшей полнотой палеозойские отложения исследованы в Тимано-Печорском бассейне, где в этих отложениях обнаружены многочисленные месторождения нефти и газа. Вероятно, что из-за принадлежности к родственным окраинно-континентальным бассейнам Уральского океана развитие Тимано-Печорского бассейна в палеозойское время имеет немало общего с северной частью Западно-Сибирского и Енисей-Хатангского бассейнов. Значительным своеобразием отличается Ба-ренцевоморский бассейн, в состав которого входит многокилометровая толща триасовых отложений. Строение юрско-меловых отложений детально исследовано по материалам северных районов Западно-Сибирского бассейна. В схематическом виде компилятивная тектоностратиграфия арктических бассейнов Западной Евразии представлена на рис. 3. Она отражает в обобщенном виде основные этапы формирования осадочного чехла бассейнов рассматриваемого региона и роль соленосных отложений. Применительно к палеозойским отложениям она в значительной мере основана на представлениях о развитии бассейнов уральских континентальных окраин.

Важнейшим процессом развития арктических бассейнов Западной Евразии в палеозойское время было раскрытие Уральского океана в конце кембрия – начале ордовика [5]. Раннепалеозойский

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Рис. 1. Структурная схема Евразии и прилегающих районов с выделением эпикратонных бассейнов, краевых прогибов и межгорных впадин (по [2] с дополнениями)

Fig. 1. Structural scheme of structural zoning of Eurasia and neighbouring regions showing epicratonic basins, foredeeps, and intermountain troughs (according to [2] complemented)

0°3

90°B             120°B

80°С

70°С

60°С

50°С

40°С

30°С

20°С

10°С

О °C

Фундамент ( 1 – 4 ): 1 — кайнозойский/мезозойский, 2 — вендский/палеозойский, 3 — протерозойский, 4 — архейский; 5 — краевые прогибы, межгорные впадины; 6 — зоны субдукции; 7 — пассивные окраины; 8 — надвиговые пояса, сдвиги; платформенные бассейны ( 9 , 10 ): 9 — мелкие (менее 2 км), 10 — глубокие (более 2 км); 11 — район исследования

Basement (1–4): 1 — Cenozoic/Mesozoic, 2 — Vendian/Palaeozoic, 3 — Proterozoic, 4 — Archean; 5 — foredeeps, intermountain troughs; 6 — zones of subduction; 7 — passive margins; 8 — thrust belts, strike-slip faults; platform basins (9, 10): 9 — shallow (less than 2 km), 10 — deep (more than 2 km); 11 — study area рифтогенез привел к образованию систем впадин, в которых отлагались мощные толщи преимущественно терригенного состава с вулканическими породами. В дальнейшем происходило накопление карбонатных и эвапоритовых отложений. Изучение солей в пределах Тимано-Печорского бассейна свидетельствует о позднеордовикском возрасте соленосных отложений [11]. В дальнейшем океанический спрединг привел к расширению контуров Уральского океана. Рифтовые прогибы трансформировались в бассейны континентальных окраин, которые распространились на обширные прилегающие пространства. В силуре – ранней перми в этих бассейнах преобладала карбонатная седиментация. Развитие осадочных бассейнов эпизодически осложнялось периодами складчатости, которая была вызвана столкновением континентальных окраин с островными дугами и микроконтинентами.

В пермское время сближение Восточно-Европейской и Сибирской платформ привело к полному закрытию Уральского океана и коллизии континентальных плит. Из-за сложной конфигурации взаимодействующих плит процесс коллизионной складчатости включал несколько фаз деформаций, в ходе которых надвиговые пояса формировались вместе с транспрессионными зонами. Итогом позднепалеозойского столкновения плит явилось образование системы складчатых поясов, соседствующих с крупными осадочными бассейнами. В конце перми – начале триаса рассматриваемый регион был затронут внутриплитным плюмовым магматизмом [5, 7].

В триасе складчатые пояса Урало-Таймырской складчатой системы, вероятно, испытали постколлизионный коллапс. Предположительно он был вызван гравитационной нестабильностью крупных

Рис. 2. Обнажение дислоцированых эвапоритов на берегу р. Тарея, Горный Таймыр (фото А.П. Романова)

Fig. 2. Outcrop of contorted evaporates at Tareya River bank, Taymyr (photo by A.P. Romanov)

Размеры обнажения около 2 × 3 м. Положение см. на рис. 4

The dimensions of the outcrop are 2x3 m. See Fig. 4 for location

коллизионных складчатых сооружений и плюмо-вым магматизмом. В результате возникла система триасовых впадин в Западной Сибири и Енисей-Ха-тангском прогибе [5]. Резкое погружение происходило в Баренцевоморском бассейне. Новый значительный эпизод деформаций отмечается в конце триаса. Он вызвал складчатость в пределах северной части Урала, Пай-Хоя, Новой Земли и п-ова Таймыр. Этот эпизод складчатости сопровождался значительными внутриплитными транспрессион-ными деформациями [17].

Начиная с юрского времени в пределах арктических бассейнов Западной Евразии произошла обширная трансгрессия. Она охватила Западную Сибирь, Енисей-Хатангский и Баренцевоморский прогибы, превратив их в мелководные эпиплат-форменные бассейны. В этих бассейнах накопились юрско-меловые отложения, представленные преимущественно мелководными и прибрежными песчано-глинистыми образованиями, включающими угленосные толщи. Поступление обломочного материала происходило в результате эрозии прилегающих складчатых сооружений и Сибирской плат- формы. В раннем мелу складчатость в Верхоянье способствовала оживлению эрозии на Сибирской платформе. Это привело к формированию толщ клиноформного строения, широко развитых в пределах Западно-Сибирского и Енисей-Хатангского бассейнов. В палеогене – неогене Северная Евразия испытывала преимущественно восходящие движения. В конце четвертичного времени регион подвергся оледенению. Последующее удаление ледникового покрова привело к поднятию и изменениям состояния флюидальных систем этих бассейнов.

Признаки существования соляных деформаций

Опыт изучения соленосных деформаций в различных нефтегазоносных бассейнах мира показывает большое разнообразие их морфологических типов [19–22]. В платформенных соленосных бассейнах к таким, например, относится Лено-Тунгусский, в котором соленосные пласты небольшой толщины залегают преимущественно субпластово. Деформации в этих пластах представлены в большинстве случаев валообразными поднятиями, локализованными в зонах разломов. В классических

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Рис. 3. Схематическая тектоностратиграфия арктических бассейнов Западной Евразии (из [17] с дополнениями) Fig. 3. Schematic tectonostratigraphy of the Arctic basins of Wsetern Eurasia (from [17] with modification)

Стратиграфия

Внутриплитное сжатие, транспрессия

Внутриплитное сжатие

Постколлизионный коллапс, рифтинг Коллизионное сжатие

Рифтинг

Коллизионное сжатие

Тектонические события

Оледенение, эрозия

Отложения ( 1 – 8 ): 1 — континентальные ледниковые, дельтовые и прибрежно-морские, 2 — преимущественно песчаные мелководные и аллювиальные, 3 — преимущественно глинистые мелководного шельфа, 4 — морские карбонатные, 5 — переслаивание карбонатных и терригенных, 6 — сланцевые шельфовых впадин, 7 — русловые, 8 — вулканогенные; 9 — эвапориты; 10 — гранитные интрузии; 11 — трапповые базальты; 12 — метаморфизованные породы; 13 — битуминозные сланцы (бажениты); 14 — угли; 15 — разлом; 16 — несогласие

1 — continental glacial, deltaic, and near-shore marine deposits; 2 — dominantly near-shore marine and alluvial sands; 3 — mud-dominated shallow shelf deposits; 4 — marine carbonate deposits; 5 — interbedding of carbonates and clastics; 6 — shales of intrashelf troughs; 7 — evaporates: 8 — granite intrusions, 9 — trap basalts; 10 — metamorphic rocks; 11 — bituminous shales; 12 — coal; 13 — incised river valley deposits; 14 — volcanoclastic deposits; 15 — fault; 16 — unconformity

соляно-купольных областях, к которым, в частности, относится Прикаспийский бассейн, преобладают изометричные столбообразные диапиры-штоки, высота которых может достигать 10 км и более. Для структурно-асимметричных бассейнов континентальных окраин характерно латеральное перемещение мобильных солей. Оно часто отражает передвижение солей под воздействием силы тяжести в направлении континентального склона [19, 21]. Для таких бассейнов типично резкое изменение структурных стилей деформаций. В районах, из которых соли уходят, распространены структуры растяжения, а толщина солей сокращена вплоть до полного выклинивания. Одновременно в зонах нагнетания солей преобладают деформации сжатия. Здесь толщина солей резко увеличивается, формируются соляные валы, грибообразные диапиры, аллохтонные соляные покровы [19, 21]. Наиболее сложные структурные формы свойственны соленосным бассейнам, трансформированным в коллизионные надвиговые пояса [19–22]. Соли в таких районах имеют вид поверхностей расслоения осадочного чехла, а существовавшие до складчатости соляные структуры деформируются, образуя раздавленные диапиры. Соль из этих диапиров часто выжимается на поверхность, образуя соляные глетчеры. В зависимости от климатических условий эти глетчеры полностью или частично растворяются, оставляя соляные брекчии.

В рассматриваемом регионе по сейсмическим данным прослеживаются признаки существования соляных структур различной морфологии. В северо-восточных районах Тимано-Печорского бассейна соли участвуют в строении коллизионных складчатых поясов Урала и Пай-Хоя. На севере Западно-Сибирского бассейна соли формируют преимущественно криптодиапиры в доюрских отложениях. На востоке Баренцевоморской впадины и в Енисей-Хатангском прогибе в основном распространены соляные штоки, которые иногда достигают эрозионной поверхности, а также криптодиапиры. Эта типизация определяет лишь преобладающие морфологические типы деформаций солей и нуждается в уточнении. Она отражает связь соляных деформаций с геодинамическими условиями развития бассейнов. Ниже рассмотрены примеры этих структурных стилей соляных деформаций. Положение сейсмических разрезов и дополнительных данных, иллюстрирующих рассматриваемые соляные структуры, приведено на рис. 4.

Соляные структуры зон коллизионной складчатости

Существование солей в зонах коллизионной складчатости достоверно установлено в пределах Косью-Роговской впадины и гряды Чернышева, а также предполагается в Верхнепечорской и Корота-ихинской впадинах Тимано-Печорского бассейна. Различия в степени достоверности выделения соляных структур обусловлены недостаточной изученностью этих районов. Наименее исследованы слож-нодислоцированные зоны фронта Уральского пояса надвигов. К числу таких районов относится южная часть Верхнепечорской впадины. Предположение о наличии раннепалеозойских солей в этом районе основывается на существовании системы высокоамплитудных линзовидных структур в нижней части осадочного чехла южного борта этой впадины. Интерпретированный сейсмический разрез этого района показан на рис. 5.

Интерпретация сейсмических данных с использованием геологической информации показывает, что в этом районе осадочный чехол складчатого борта Верхнепечорской впадины расслоен на уровне нижнепалеозойских отложений. Вышележащие отложения интенсивно дислоцированы, в то время как подстилающий субстрат залегает моноклинально, погружаюсь к востоку. В основании складчатого комплекса выделяемые линзовидные тела образуют ядра крупноамплитудных складок. Эти поднятия перекрываются дислоцированными слоями, мощность которых не зависит от вариаций толщин линзовидных тел. Это свидетельствует о вторичном происхождении рассматриваемых линзовидных тел, что дает основание предполагать, что они формировались за счет нагнетания солей в ядра складок в процессе уральской складчатости.

Наличие дислоцированных солей на западном борту Коротаихинской впадины иллюстрируют геологический и сейсмический разрезы на рис. 6. Эти разрезы пересекают зону Талотинского надвига, по которому Коротаихинская впадина сочленяется с платформенной частью Тимано-Печорского бассейна.

Из разрезов следует, что надсолевой чехол Ко-ротаихинской впадины сорван со своего основания по солям верхнего ордовика и перемещен на запад. На интерпретируемом сейсмическом разрезе можно видеть резкие вариации толщин предполагаемых солей, которые компенсируют структурную дисгармонию над- и подсолевых отложений. Линзовидная соляная подушка выделяется перед фронтом Талотинского надвига. Она образуют пологое валообразное поднятие в надсолевых отложениях. В палеозой-триасовых отложениях, перекрывающих эту подушку, нет существенных изменений толщин и заметных угловых несогласий, что свидетельствует о том, что образование этого поднятия произошло после накопления этих толщ. Данные сейсморазведки показывают, что его причиной явилось нагнетание соли во время регионального сжатия. Аллохтонные соли интерпретируются также в верхней части фронта Талотинского надвига, где они слагают линзу между триасовыми и юрскими отложениями. Им отвечает интервал прозрачной сейсмической записи. Наблюдаемый характер деформаций позволяет предполагать, что до образования Талотинского надвига в этом районе существовал соляной вал. В условиях тектонического сжатия в позднем триасе находившаяся здесь соль частично была выжата на поверхность и большей частью растворилась, а частично мигрировала к западу в глубинную соляную подушку.

Образцы керна скважин, расположенных в пределах складчатых структур сходного строения на гряде Чернышева, показывают (рис. 7), что соль представляет собой меланж, включающий брекчи-рованные обломки контактирующих вмещающих пород. Это согласуется с предположением о том, что соль выступает в виде поверхностей расслоения осадочного чехла и проявляет высокую мобильность в ходе складчатых деформаций.

Новые высокоинформативные сейсмические данные позволяют выделять в разрезе Коротаихин-ской впадины протяженные соляные аллохтонные пластины. Их образование связано с деформация-

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Рис. 4. Обзорная геологическая карта арктических бассейнов Западной Евразии и прилегающих районов

Fig. 4. Overview geological map of the Arctic basins of West Eurasia and adjacent areas

500 км

% 2

Месторождения ( 1 - 3 ): 1 — газа, 2 — нефти, 3 — газонефтяные и нефтегазовые; 4 — линии сейсмических разрезов; 5 — положение скважины с фотографией керна (рис. 7) и обнажения (рис. 2)

Hydrocarbon fields (1–3): 1 — gas, 2 — oil, 3 — oil and gas; 4 — line of seismic sections; 5 — well location with photos of core samples and outcrop shown in the paper ми сжатия соляных структур, возникших до коллизионной складчатости. Пример сейсмического изображения такой структуры приведен на рис. 8.

Интерпретация геолого-геофизических данных, характеризующих строение этого района, показывает, что выделяемый соляной аллохтон заключен в толще пермских терригенных синкол-лизионных отложений. В рассматриваемом сечении протяженность соляного аллохтонного покрова составляет не менее 10 км. Кровля аллохтонной пластины срезана угловым эрозионным несогласием. Это несогласие свидетельствует о том, что образование соляного покрова произошло в пермское время в условиях складчатости за счет выжимания соли из подстилающей эвапоритовой толщи. Структуры сходного строения детально исследованы в глубоководной части Мексиканского залива, а также в других районах, где соли подвергались деформациям сжатия [19, 21].

Криптодиапиры Западно-Сибирского бассейна

Изучение строения северных районов Западной Сибири на основе интерпретации региональных сейсмических данных показывает широкое распространение соляных криптодиапиров в доюр-ских отложениях [17, 18]. Пример выделения этих структур по данным сейсморазведки в Южно-Карской впадине показан на рис. 9. В пользу этой гипотезы свидетельствует наличие крупных столбообразных поднятий, которым отвечает прозрачная сейсмическая запись. Это указывает на отсутствие выдержанной слоистости в слагающих эти поднятия отложениях, что свойственно дислоцированным мобильным солям. Высота предполагаемых криптодиапиров может достигать 10 км (3,5 с).

Рассматриваемые поднятия в плане имеют изометричную форму [23]. Они лишены выраженной структурной вергентности, что следовало бы предполагать, если бы они были связаны с колли-

Рис. 5. Интерпретированный сейсмический разрез складчатого борта южной части Верхнепечорской впадины

Fig. 5 Interpreted seismic time line across the folded flank of the Upper Pechora Foredeep Basin. Deformed salt layer forming pillows is interpreted at the base of the thrust nappe

В е р х н е п е ч о р с к а я в п а д и н а

С е в е р н ы й У р а л

В

P 1

0,5

1,5

10 км

2,5 T , c

В основании надвиговой пластины выделяются дислоцированные соленосные отложения, образующие соляные подушки.

1 — скважина; 2 — разлом; 3 — дислоцированная соль; 4 — риф.

Положение разреза см. на рис. 4

Salt pillows are interpreted at the base of the thrust nappe.

1 — fault, 2 — well, 3 — deformed salt; 4 — reef.

See Fig. 4 for location

Рис. 6. Строение района Талотинской надвиговой зоны (Тимано-Печорский бассейн) Fig. 6 Structure of the Talota thrust zone, the Timan-Pechora Basin

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Усл. обозначения к рис. 6

Legend for Fig. 6

А — геологический разрез, B — интерпретированный временной сейсмический разрез. Положение разреза см. на рис. 4.

Усл. обозначения см. на рис. 5

A — geological section, B — interpreted seismic time line

See Fig. 4 for location.

For other Legend see Fig. 5

Рис. 7. Фотография образцов керна верхнеордовикских меланжированных солей с включениями брекчированных карбонатных пород (скв. 2-Адак, гряда Чернышева, Тимано-Печорский бассейн)

Fig^. 7 Photo of core samples of contorted salt with inclusions of brecciated carbonate rocks. 2-Adak well,

Chernyshev Swell, Timan-Pechora Basin

Положение скважины см. на рис. 4

See Fig. 4 for location

зионной складчатостью. Над поднятиями развиты радиальные системы разломов, характерные для районов соляной тектоники [19, 21]. Между поднятиями расположены глубокие прогибы-мульды. В зонах прилегания к поднятиям прослеживаются угловые несогласия и происходит резкое искривление слоев, их выклинивание и задирание вверх (см. рис. 9 B). Подобный характер слоистости в мульдах является важнейшим свидетельством их соляного происхождения. В зонах соляной тектоники эти деформации рассматриваются в качестве галокине-тических последовательностей, которые фиксируют динамику роста соляных диапиров [19, 21]. Они выделяются в широком глубинном и стратиграфическом диапазонах, указывая на продолжительный рост соляных поднятий. Высокая контрастность структурного плана в доюрских отложениях отражает перераспределение масс мобильных солей

между диапирами и разделяющими их мульдами. Это движение вызвано инверсией плотности солей, являющейся движущей силой восходящего движения диапиров. Кроме сейсмических данных о вероятной диапировой природе выделяемых глубинных структур свидетельствуют также материалы гравиразведки, термометрии, батиметрии [17, 18].

Аналогом наблюдаемых криптодиапиров в до-юрских отложениях Южно-Карской впадины могут служить классические примеры соляных структур Прикаспийского бассейна (рис. 10).

Основная причина неопределенности интерпретации диапировых структур в Южно-Карской впадине обусловлена тем, что в ее пределах диапиры залегают на значительно бóльших глубинах, чем в приведенном примере в Прикаспийской впадине. В Прикаспийском бассейне многочисленные соля-

TOPICAL ISSUES OF OIL AND GAS GEOLOGY

Рис. 8. Сейсмическое выражение соляных покровов в Коротаихинской впадине Fig. 8 Seismic imaging of allochtonous salt sheet in the Korotaikha Foredeep Basin юз                                                                              св

юз                                                                                   св

А — сейсмический разрез в глубинной области, B — тот же разрез с геологической интерпретацией.

• 1    — разлом, 2 — несогласие.

Положение разреза см. на рис. 4

A — deep seismic section. B — the same section with geological interpretation

• 1    — fault, 2 — unconformity.

See Fig. 4 for location ные купола часто достигают эрозионной поверхности и вскрыты многочисленными скважинами. В Южно-Карской впадине, как и в других бассейнах рассматриваемого региона, бурение на предполагаемые соляные структуры не проводилось.

Деформации аналогичного характера широко распространены также в сухопутной части Западно-Сибирского бассейна. Здесь есть основания предполагать распространение соляных криптодиапиров в доюрских отложениях. Пример сейсмического изображения таких структур на Гыданском полуострове показан на рис. 11. Как можно видеть, в этом районе также выделяются высокоамплитудные структуры, имеющие упоминавшиеся признаки соляных диапиров. Наиболее важными из

них являются ярко выраженные галокинетические последовательности на крыльях столбообразных поднятий — соляных штоков и радиальных систем разломов над ними.

Наличие соляных криптодиапиров в Западной Сибири объясняет происхождение своеобразных кольцевых инверсионных структур над ними. Их формирование до настоящего времени является предметом дискуссий [24]. С этими структурами связан ряд крупных месторождений нефти и газа (23). Примером может служить Русановское месторождение в Южно-Карской впадине (рис. 12).

На сейсмическом разрезе можно видеть, что антиклиналь в меловых отложениях, с которой свя-

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Рис. 9. Строение предполагаемых криптодиапиров в Южно-Карской впадине

Fig. 9 Structure of interpreted cryptodiapirs in the South Kara Basin

А — интерпретированный сейсмический временной разрез, B — фрагмент разреза А, иллюстрирующий строение криптодиапира и прилегающих отложений.

• 1    — соль.

Положение разреза см. на рис. 4.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 8

A — interpreted seismic time section. B — zoomed part of line A showing structure of the cryptodiapirs and adjacent deposits

• 1    — salt.

See Fig. 4 for location.

For other Legend see Fig. 8

TOPICAL ISSUES OF OIL AND GAS GEOLOGY

Рис. 10. Сейсмический временной разрез северного борта Прикаспийского бассейна, иллюстрирующий строение соляных диапиров и межсолевых мульд

Fig. 10 Seismic time section across the northern margin of the Precaspian Basin showing structure of salt diapirs and minibasins

Усл. обозначения см. на рис. 5

For Legend see Fig. 5

Рис. 11. Строение предполагаемых криптодиапиров на Гыданском полуострове

Fig. 11 Structure of interpreted cryptodiapirs at the Gydan Peninsula

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Рис. 12. Сейсмический временной разрез Русановского газового месторождения

Fig. 12 Seismic time section through the Rusanov gas field

Положение разреза см. рис. 4.

Усл. обозначения см. на рис. 6, 8, 9

See Fig. 4 for location.

For Legend see Fig. 6, 8, 9

заны крупные залежи газа, подстилается узкой раздробленной синклиналью в юрских слоях. Симбиоз этих деформаций образует кольцевую инверсионную структуру. Ниже выделяется крупный соляной диапир. Происхождение деформаций в юрско-меловых слоях получает простое объяснение за счет роста соляного купола. Дело в том, что при быстром росте соляного поднятия над ним часто возникает характерный сводовый грабен [19]. Дополнительным фактором образования впадины над соляным куполом может быть растворение соли при выходе диапира на поверхность. Эта впадина отчетливо видна в юрских слоях над сводом соляного купола (см. рис. 12). Последующий умеренный рост соляной структуры приводит к образованию обширной антиклинали, которая затрагивает меловую толщу. Небольшая амплитуда поднятия на последнем этапе роста диапира сохраняет юрскую синклиналь. Таким образом, формирование кольцевых инверсионных структур получает простое объяснение за счет роста соляного купола с замедляющейся скоро-

стью [17, 18]. Это в полной мере отвечает условиям структурного развития на севере Западно-Сибирского бассейна. Наглядным примером реальности данного механизма деформаций может служить сейсмический разрез Халганского газового месторождения в Калмыкии (рис. 13).

В данном примере хорошо видно, что аналогичная инверсионная структура образована над соляным поднятием, сложенным кунгурской солью. Основное отличие между рассмотренными месторождениями состоит в том, что соль в Южно-Карской впадине находится на большой глубине и до настоящего времени не вскрыта скважинами.

Соляные штоки и криптодиапиры Баренцевоморского бассейна и Енисей-Хатангской впадины

Интерпретация сейсмических данных показывает наличие признаков соляных структур в восточной части Баренцевоморского бассейна. Сейсмический профиль, пересекающий район

TOPICAL ISSUES OF OIL AND GAS GEOLOGY

Рис. 13. Сейсмический глубинный разрез Халганского газового месторождения (Калмыкия)

Fig. 13 Seismic depth section through the Khalgan gas field (Kalmyk Republic, Precaspian basin)

сз                                                          юв

В юрско-палеоценовых отложениях прослеживается кольцевая инверсионная структура. Ниже расположен шток кунгурской соли, к своду которого приурочен грабен.

1 — соль.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 8

The Jurassic-Paleocene section host the ring inversion structure. Below is a stock of the Kungurian salt with a crestal graben.

• 1    — salt

For other Legend items see Fig. 8

предполагаемого распространения соляных структур в этом бассейне, показан на рис. 14.

Соляные штоки, прорывающие осадочный чехол и достигающие эрозионной поверхности, выделяются в восточной части профиля в прогибе Седова, который граничит со складчатым сооружением Новой Земли. Их разделяют узкие глубокие мульды. Интересный аргумент в пользу наличия соляных штоков в восточной части Баренцева моря следует из материалов малоглубинного сейсмоакустиче-ского профилирования [25]. На разрезе, полученном этим методом, на дне бассейна выделяется крупная впадина, диаметр которой составляет более 2 км (рис. 15). Учитывая региональный геологический контекст, можно полагать, что эта впадина образована за счет растворения вершины соляного штока, достигшего поверхности дна. Подобные структуры коллапса диапиров установлены в разных соленосных районах мира ([26] и др.). Размеры воронок (покмарков), связанных с дегазацией разреза, как правило, значительно меньше.

Кроме соляных штоков в нижних горизонтах осадочного чехла предполагается существование крупных криптодиапиров. Вероятно, что с крупным криптодиапировым валом может быть связано Адмиралтейское поднятие (см. рис. 14). Это предположение согласуется с сейсмической прозрачностью тела диапира и наличием слоев роста (галокинети-ческих последовательностей) на его склонах. Над кепроком соляного поднятия в нижнепермских отложениях можно предполагать наличие рифов, что находится в соответствии с длительным ростом соляного вала, который влиял на седиментационные обстановки во время накопления перекрывающих отложений. Рост этой структуры продолжался и в новейшее время, что видно из ее выраженности в рельефе морского дна.

Признаки длительного роста Адмиралтейского поднятия противоречат распространенным представлениям о его горстовой природе. Дело в том, что дискретные тектонические события, приводящие к появлению горстов, должны были бы фиксироваться резким угловым несогласием. Такое

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Рис. 14. Строение предполагаемых соляных штоков и криптодиапиров Адмиралтейского поднятия и прогиба Седова, Баренцевоморский бассейн

Fig. 14 Structure of interpreted salt stems and cryptodiapirs of the Admiralteysky High and Sedov Trough, Barents Sea Basin сз                                                                                юв

А — сейсмический временной разрез, B — тот же разрез с выделением криптодиапира и соляных штоков.

• 1    — разлом; 2 — несогласие; 3 — соль.

Положение разреза см. на рис. 4

A — seismic time section, B — the same section with interpretation of cryptodiapirs and salt stems.

• 1    — fault, 2 — unconformity, 3 — salt.

See Fig. 4 for location

TOPICAL ISSUES OF OIL AND GAS GEOLOGY

Рис. 15. Сейсмоакустический малоглубинный разрез зоны предполагаемого коллапса соляного штока, Баренцевоморский бассейн (из [25])

Fig. 15 Shallow seismoacoustic section across area of the stem diapir collapse, the Barents Sea (from [25])

Положение разреза см. на рис. 4

See Fig. 4 for location

несогласие отражает время тектонической фазы его формирования. В рассматриваемом случае можно наблюдать следы практически непрерывного роста диапира, которое продолжается до настоящего времени, что следует из его выраженности в геоморфологии морского дна.

Другой возможной альтернативной интерпретацией Адмиралтейского поднятия могло быть предположение, согласно которому оно связано с погребенным долгоживущим вулканом. Однако известные примеры подобных структур показывают, что они обычно имеют коническую форму и им соответствуют крупные гравитационные максимумы [27]. Гравитационное поле в этом районе имеет нейтральное слабоотрицательное значение и мало дифференцировано. Кроме того, это поднятие в плане образует линейную структуру, достигающую по простиранию 350 км, и имеет плоскую вершину, что в большей степени соответствует соляному валу.

Наличие глубинных криптодиапиров и соляных штоков в Баренцевоморском бассейне, по-ви-димому, отражает наличие двух этапов ускоренного роста соляных поднятий. Первый имел место в позднем палеозое в условиях растяжения Уральской континентальной окраины. Он привел к формированию криптодиапиров. В ходе второго этапа деформаций произошло образование соляных штоков. Вероятно, это связано со сдвиговыми движениями в зоне сочленения Баренцевоморского бассейна и Новой Земли в конце триаса. Это следует из того, что соляные тела разрывают толщу триасовых отложений.

В Енисей-Хатангском прогибе соляные структуры наиболее отчетливо выражены по сейсмическим данным в акватории Хатангского залива в районе о-ва Бегичев. Новые сейсмические данные показывают распространение соляных структур также и в сухопутной части Енисей-Хатангского прогиба. Интерпретированный сейсмический разрез с выделением соляных диапиров в этом районе показан на рис. 16. Зонам предполагаемого распространения соляных диапиров в этом районы отвечают аномалии высокого электрического сопротивления, установленные по данным магнитотеллурического зондирования.

Согласно данным сейсмической интерпретации, в этом районе диапировые структуры прорывают палеозой-меловые отложения и достигают эрозионной поверхности. С подобной структурой связано нефтяное месторождение Нордвик. Источником соли в данном районе была рифтовая впадина, глубина которой составляет около 15 км (6–7 с). Данные сейсморазведки позволяют предполагать, что соляные структуры развиты восточнее п-ова Таймыр в прилегающей части моря Лаптевых.

Распространение соляных штоков, достигающих эрозионной поверхности в пределах восточной части Баренцевоморского бассейна и Енисей-Ха-тангской впадины, рассматривается как свидетельство молодой тектонической реактивации этих районов. Неотектонические движения в прилегающих складчатых поясах Новой Земли и п-ова Таймыр транслировали тектонический стресс в прилегающие зоны бассейнов, что привело к мобилизации солей и образованию соляных штоков. Оживление

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Рис. 16. Строение зоны развития диапиров в восточной части Енисей-Хатангского прогиба

Fig. 16 Structure of interpreted diapirs in the eastern part of the Enisey-Khatanga Trough

А — сейсмический временной разрез, B — тот же разрез с интерпретацией. Положение разреза см. на рис. 4.

Усл. обозначения см. на рис. 9

A — seismic time section, B — the same section with interpretation

See Fig. 4 for location.

For Legend see Fig. 9

TOPICAL ISSUES OF OIL AND GAS GEOLOGY

Рис. 17. Схематический разрез месторождения Тандер-Хорс, Мексиканский залив, США (из [29] с упрощением)

Fig. 17 Cartoon section of the Tunder Horse Field, Gulf of Mexico, the USA. (simplified after [29]

соляной тектоники, вероятно, имело место в новейшее время, что обусловлено удалением ледниковой нагрузки. Это, в частности, объясняет расчлененность поверхности дна в Южно-Карской впадине, которая до этого была подвержена ледниковой пенепленизации [28].

Возраст солей

В настоящее время точно определить возраст соленосных отложений на севере Западной Сибири, Южно-Карской впадине и Енисей-Хатангском бассейне невозможно. Сейсмическая интерпретация показывает, что первичные соленосные слои залегают на больших глубинах (до 10–15 км и более). Соляные диапиры прорывают мощные толщи палеозойских отложений. Это, а также позднеордовикский возраст солей в Тимано-Печорском бассейне дают основание полагать, что и в восточной части рассматриваемого района они могут иметь тот же возраст. Их накопление, вероятно, происходило во впадинах единого раннепалеозойского рифтового бассейна. Последующее раскрытие Уральского океана расчленило этот соленосный бассейн на несколько частей, которые впоследствии вошли в состав Тимано-Печорского, Баренцевоморского, Западно-Сибирского и Енисей-Хатангского бассейнов. Одним из примеров подобного геодинамиче-ского развития может служить аптский соленосный рифтовый бассейн Южной Атлантики, который в результате спрединга океана был разделен на бразильскую и африканскую ветви [19, 21]. Закрытие Уральского океана в позднем палеозое вновь сблизило эти бассейны.

Таким образом, интерпретация региональных сейсмических данных совместно с дополнительными геолого-геофизическими данными показывает,

что в пределах арктических бассейнов Западной Евразии широко распространены соленосные отложения, вероятно, позднеордовикского возраста. Различия в последующем геодинамическом развитии бассейнов привело к образованию разнообразных морфологических типов соляных структур.

Нефтегазоносность соленосных бассейнов

С соленосными бассейнами связана значительная часть мировых запасов нефти и газа. К числу районов с высокой концентрацией запасов нефти и газа относятся бассейны Персидского залива, континентальных окраин Атлантического океана в Бразилии и Африке, Мексиканского залива, Северного моря, Прикаспийской впадины, Средиземного моря, Аму-Дарьинский, Таримский, Сычуаньский и др. [18-21, 29, 30]. Влияние солей на нефтегазоносность многофакторно. Соль представляет собой наиболее эффективную покрышку для залежей нефти и газа. В частности, в Тимано-Печорском бассейне эвапоритовые отложения кунгурского яруса служат покрышкой уникальной газоконденсатной залежи Вуктыльского месторождения [5]. Кроме этого, деформации солей влияют на структурно-седиментационное развитие вмещающих их бассейнов. Продолжительный рост соляных диапиров в значительной мере определял условия седиментации в районах соляной тектоники. Над соляными поднятиями часто формируются карбонатные банки, рифы, оолитовые отмели, которые представляют собой высокоемкие коллекторы. Деформации солей создавали разнообразные типы ловушек в подсолевых, межсолевых и надсолевых отложениях. Структурные условия залегания солей определяют направления миграционных потоков нефти и газа, что способствует формированию высокопро-

дуктивных зон нефтегазонакопления. Высокая теплопроводность солей влияет на термобарические условия в над- и подсолевых отложениях. Это, в частности, обеспечивает существование нефтяных залежей в подсолевых отложениях на аномально больших глубинах (6 км и более).

Несмотря на высокий нефтегазоносный потенциал соленосных бассейнов, их изучение было сопряжено с большими рисками. Дело в том, что геотехнологии, использованные в прошлые десятилетия, как правило не позволяли получать высокоинформативные данные, характеризующие строение зон соляных деформаций. Это обусловлено сложными поверхностными сейсмогеологи-ческими условиями, крутыми углами залегания дислоцированных отложений, большими различиями интервальных сейсмических скоростей солей и вмещающих пород. Эти обстоятельства долгое время затрудняли проведение нефтегазопоисковых работ.

Развитие технологий сбора и обработки геолого-геофизических данных позволило добиться значительных успехов в изучении соленосных районов. Это, а также накопленный опыт изучения соленосных бассейнов в разных районах мира позволяет минимизировать риски геолого-разведочных работ и прогнозировать значительный прирост запасов в этих районах.

Современные геолого-разведочные технологии позволяют делать крупные открытия в условиях, которые в прошлом представлялись нереальными. Иллюстрацией может служить схематический разрез месторождения Тандер-Хорс, которое относится к числу крупнейших в бассейне Мексиканского залива (рис. 17). Высокопродуктивные залежи этого месторождения залегают под покровом аллохтонных солей грибовидного соляного диапира [28].

Уместно заметить, что разрез, приведенный на рис. 8, показывает крупный соляной аллохтон в Коротаихинской впадине, строение которого имеет черты сходства с данным примером.

Изучение глубинного строения арктических бассейнов Западной Евразии с учетом влияния деформаций солей на развитие нефтегазовых систем позволит по-новому оценить их нефтегазоносный потенциал и приоритезировать поисковые объекты.

Заключение

О существовании палеозойских соляных структур в арктических бассейнах Западной Евразии было известно давно. В Тимано-Печорском бас-

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ сейне и Енисей-Хатангском прогибе соли были вскрыты скважинами многие десятилетия назад. На п-ове Таймыр они обнаружены при проведении геологического картирования и электроразведоч-ных работ. Признаки наличия соляных структур выявлены по данным сейсморазведки в различных частях рассматриваемого региона. Совокупность этих свидетельств, а также интерпретация новых геолого-геофизических данных позволяют полагать, что эвапоритовые толщи в исследуемом регионе широко распространены, а разнообразные соляные деформации являются важным фактором его строения.

Рассмотрение данных о соляных структурах в региональном контексте дает основание полагать, что формирование соленосных толщ происходило в позднем ордовике в условиях Уральского рифто-генеза. Последующее раскрытие Уральского океана расчленило этот соленосный бассейн на несколько частей, которые впоследствии вошли в состав Тимано-Печорского, Баренцевоморского, Западно-Сибирского и Енисей-Хатангского бассейнов.

Различия геодинамических условий развития этих бассейнов проявились в многообразии наблюдаемых соляных структур. В пределах надвиговых зон северо-востока Тимано-Печорского бассейна соли интенсивно дислоцированы. В условиях коллизии соляные диапиры были раздавлены с образованием выжатых аллохтонных покровов, соляных подушек, компенсирующих дисгармоничность над- и подсолевых деформаций. В Южно-Карской впадине и сухопутных районах севера Западной Сибири соли образуют криптодиапиры. Над ними в юрско-меловых отложениях находятся антиклинальные структуры, содержащие крупные запасы нефти и газа. Формирование этих структур, вероятно, в значительной мере контролируется соляной тектоникой. В Енисей-Хатангском прогибе и в зоне сочленения Новой Земли с Баренцевоморским прогибом преобладает развитие соляных штоков, пронизывающих осадочный чехол и достигающих эрозионную поверхность. Этот тип деформаций, вероятно, обусловлен преобладанием сдвиговых деформаций.

Опыт проведения геолого-разведочных работ в различных соленосных бассейнах мира показывает их высокий нефтегазоносный потенциал. Целенаправленное изучение соляных структур может модернизировать представления о структурноседиментационном развитии арктических бассейнов Западной Евразии и эволюции их нефтегазовых систем.