Соленосные складчато-надвиговые пояса Северной и Центральной Евразии: строение и нефтегазоносность

Сравнительное изучение строения складчато-надвиговых поясов показывает, что им свойственно большое разнообразие структурных стилей деформаций. Они проявляется в изменениях вер-гентности надвиговых структур, ширины зоны распространения деформаций, углов между подошвой и кровлей складчатых комплексов, вариаций ин- тенсивности и морфологии складок. Разнообразие структурных стилей деформаций в пределах одного складчато-надвигового пояса можно видеть на схематизированных региональных разрезах Предура-лья (рис. 1).

Представленные разрезы составлены с использованием геофизических данных, наиболее информативными из них являются региональные сейсмические разрезы. Также эти построения опираются на материалы скважинных данных и геологического картирования.

Складчато-надвиговые пояса испытывают структурную сегментацию из-за совокупности ряда факторов. К их числу относятся: геодинамические условия складчатости, строение фундамента, толщина осадочного выполнения и его реологические характеристики ([2-5] и др.). Большим разнообразием характеризуются зоны складчато-надвиговых деформаций, в строении которых принимают участие соленосные толщи (см. рис. 1 А). В этом районе распространены соли верхнего ордовика, которые представляют собой основную поверхность расслоения осадочного чехла ([6–8] и др.). Толщина соленосного слоя изменяется в широких пределах. Складчато-надвиговые деформации охватывают обширную площадь. Это обусловлено рассредоточением зон деформаций и наличием между ними обширной слабодислоцированной Косью-Роговской впадины. Последняя представляет собой аллохтонную структуру, перемещенную на платформенный борт бассейна. Ее слабая дислоцированность объясняется пологим наклоном поверхности расслоения чехла в подошве.

Специфика строения соленосных складчато-надвиговых зон связана с уникальными свойствами солей. Одна из них — мобильность, обусловленная низкой плотностью соли (около 2,2 г/см 3 ) по сравнению с иным типам осадочных отложений, другая — способность вести себя в пластовых условиях как квазижидкость ([3, 9] и др.). Эти характеристики соли объясняют ее подвижность и способность перемещаться в зоны минимальных давлений. В результате соль способна формировать диапировые структуры, мигрировать по напластованию с образованием линз и покровов внутри осадочного чехла, выдавливаться на поверхность с образованием соляных покровов. Пластичность соли позволяет рассматривать ее в качестве поверхности расслоения осадочного чехла. Это проявляется как в условиях растяжения, так и сжатия. Данное свойство соленосных интервалов создает условия для распространения деформаций на большие расстояния, измеряемые многими десятками километров, от источников деформаций, которыми в складчато-надвиговых поясах в основном являются зоны коллизии литосферных плит.

Структурная неоднородность складчатого Пред-уралья не уникальна. Сходные латеральные вариации структурных стилей можно видеть и в других складчатых поясах. Они установлены, например, на Кавказе в Кордильерах, Альпах, Андах, Карпатах, Пиренеях, Загросе и других складчатых поясах ([1, 4, 5, 10–14] и др.). Структурная неоднородность складчатого Предуралья непосредственно влияет на нефтегазоносность. Основная часть запасов УВ связана с зонами развития соленосных отложений. Кунгурские соли и ангидриты образуют покрышку уникального Вуктыльского газоконденсатного месторождения (рис. 2). Эти отложения экранируют залежи нефти и газа в Южном Предуралье.

Мировой опыт также показывает, что складча-то-надвиговые пояса, в строении которых принимают участие соли, обладают высоким нефтегазовым потенциалом ([3, 4, 9, 15, 16] и др.). Примером может служить складчатый борт бассейна Персидского залива ([15, 17] и др.). Только в Иране в складчато-надвиговых зонах разведанные запасы нефти составляют 21,5 млрд т, газа — 6,75 трлн м ³ [15]. Особенностью этих месторождений является высокая дебитность скважин. Во многом такая продуктивность объясняется широким распространением соленосных толщ и их многофакторным воздействием на нефтегазовые системы. В основании осадочного чехла бассейна Персидского залива залегают соли формации Ормуз позднепротерозой-кембрийского возраста. В осадочном чехле локально присутствуют соли пермского, триасового, позднеюрского и миоценового возраста ([4, 15, 18] и др.).

Несмотря на большой объем разведанных запасов, соленосные складчато-надвиговые пояса по-прежнему обладают огромным потенциалом. Это связано с тем, что при изучении строения складчато-надвиговых поясов с участием солей было непросто получать информативные геолого-геофизические данные. Основные причины этого — сложные сейсмогеологические условия, связанные с резкими изменениями интервальных скоростей сейсмических волн в зоне развития соляных структур, высокий рельеф складчатых форм, распространение зон глубинного карстования. Кроме того, в районах высокой влажности, как, например, на севере Предуралья, соли не удавалось обнаружить геологической съемкой из-за их растворимости в приповерхностных условиях. Развитие технологий сейсморазведки и накопление геолого-геофизических данных, а также использование опыта изучения складчато-надвиговых поясов в других районах мира позволяет лучше понять их строение и нефтегазоносность.

Приведем краткий обзор строения нескольких складчато-надвиговых поясов с присутствием солей на территории Евразии. Размещение рассматриваемых районов в структурном контексте Евразии показано на рис. 3.

Рассмотрение ряда складчатых поясов, в строении которых участвуют соли, представляется актуальным в силу того, что эти структурные зоны слабо изучены. Соответственно, обобщение накопленных знаний по разным складчатым поясам позволяет выделить специфические особенности их строе-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 1. Схематические геологические разрезы, иллюстрирующие вариации структурныиле формаций складчато-надвиговых зон Урала и Пай-Хоя (по [1] с дополнениями)

Fig. 1. Schematic geological cross-sections demonstrating variety of structural patterns of fold-and-thrust zone deformation in Urals and Pay-Khoy (according to [1], complemented)

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 2. Геологический разрез Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения (по [11] с дополнениями)

Fig. 2. Geological model of the Vuktyl’sky oil, gas and condensate field (according to 11], complemented)

H , км

250 км

1 — скважина; 2 — кунгурские эвапориты; 3 — залежь газоконденсата; 4 — нефтепроявление; 5 — положение разреза.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

1 — well; 2 — Kungurian evaporite; 3 — gas condensate accumulation; 4 — oil show; 5 — position of the section.

For other Legend items see Fig. 1

ния, развития и нефтегазоносности. Эти сведения способствуют снижению неопределенности интерпретации строения подобных зон. В условиях дефицита информации это позволит определить приоритетные направления поисковых работ.

Строение соленосных складчато-надвиговых поясов на северо-востоке Тимано-Печорского бассейна

В пределах северо-восточного складчатого обрамления Тимано-Печорского бассейна установлено присутствие солей позднеордовикского возраста [5, 7, 20]. Эти соли широко распространены в Коро-таихинской и Косью-Роговской впадинах и прилегающих складчатых зонах. Впервые существование этих солей было установлено в 1976 г. при бурении глубоких скважин на куполе Кочмес. Выявить присутствие солей в этом районе геологическим картированием не удавалось в силу слабой обнаженности региона и растворения солей на поверхности.

Кроме верхнедевонских солей в разрезе этой части бассейна локально присутствуют сульфат-ан-гидритовые отложения серпуховского яруса. В ряде внутренних районов Предуралья они выступают в роли поверхности расслоения осадочного чехла с образованием многоярусных дуплексных структур ([1, 20] и др.).

Характерной особенностью складчато-надвиговых зон северо-восточного обрамления Тима-но-Печорского бассейна является большая площадь распространения деформаций. Фронтальные зоны предуральской складчатости, представленные грядами Чернышева и Чернова, расположены на расстоянии до 150 км от орогенов Урала и Пай-Хоя. Этим грядам соответствуют зоны выклинивания солей, препятствующие дальнейшему расслоению осадочного чехла и определяющие локализацию складчатости надсолевых отложений. В целом строение северо-восточного обрамления Тимано-Печорского бассейна представляется в виде вну-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 3. Схема структурного районирования Евразии и прилегающих районов с выделением эпикратонных бассейнов, краевых прогибов и межгорных впадин (по [19] с дополнениями)

Fig. 3. Scheme of structural zoning of Eurasia and neighbouring regions showing epicratonic basins, foredeeps, and intermountain troughs (according to 19], complemented)

60°С

50°С

40°С

30°С

20°С

10°С

120°В

60°В

150°В

2          3

5          6         7          8          9

] 10 |      1 1 11

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 (-2 км), 10 — глубокие (+2 км); 11 — районы 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 (-2 km), 10 — deep (+2 km); 11 — study areas тренней и внешней складчато-надвиговых зон, разделенных слабодислоцированными Коротаи-хинской и Косью-Роговской впадинами. Этим впадинам соответствует относительно выдержанное пологое залегание поверхности расслоения осадочного чехла по солям.

Структурный стиль северо-восточной окраины зоны деформаций иллюстрирует региональный разрез Косью-Роговской (см. рис. 1 А) и Коротаи-хинской впадин (рис. 4). На уровне солей верхнего ордовика находятся поверхности расслоения осадочного чехла, по которым надсолевые отложения сорваны со своего основания и перемещены в направлении платформенной части бассейна. Дуплексные надвиги затрагивают вышележащие силур-нижнепермские преимущественно карбонатные отложения. Протяженная система надвигов нарушает артинско-триасовые синколлизион-ные толщи. Фронту складчато-надвигового пояса

к юго-западу от Коротаихинской впадины отвечает гряда Чернова (см. рис. 3).

Локальные надвиговые нарушения на юго-западном крыле гряды Чернова, вероятно, имеют оползневую природу. Эти деформации, по-види-мому, возникли при резком воздымании гряды за счет пододвигания под нее аллохтонной пластины, перемещенной на юго-запад по солям Коротаихин-ской впадины.

Особенностью строения гряд Чернышева и Чернова является распространение крупных надвигов (ретронадвигов), которые имеют восточную вергентность (см. рис. 1 А, 4). Бурением на гряде Чернышева доказано, что в их основании залегают соленосные отложения верхнего ордовика [6, 7]. Изучение строения этих районов показывает, что формирование этих структур, вероятно, явилось результатом сжатия соляных диапировых валов, которые зародились до наступления коллизионной склад-

Рис. 4. Региональный разрез Коротаихинской впадины и прилегающих складчатых зон (А) и интерпретированные сейсмические разрезы складчато-надвиговых зон, прилегающих к Коротаихинской впадине (В, С) Fig. 4. Regional cross-section of the Korotaikhinsky Depression and neighbouring folded zones (А) and interpreted seismic sections of fold-and-thrust zones adjacent to the Korotaikhinsky

Depression (В, С)

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР чатости [1, 21]. Локализация этих структур связана с глубинными разломами, которые в осадочном чехле выражены в виде флексур. Эти валы возникли за счет латеральной миграции соли из погруженной части бассейна континентальной окраины. Коллизионное сжатие вызвало расслоение осадочного чехла по солям верхнего ордовика. Аллохтонные пластины Коротаихинской и Косью-Роговской впадин переместились в направлении платформенной части бассейна, что привело к сжатию соляных валов и выдавливанию соли на поверхность.

В схематическом виде структурное развитие рассматриваемой части Коротаихинской впадины показано на рис. 5. В предлагаемой интерпретации гряда Чернова в данном районе представляет собой тектонический вдвиг, расщепляющий осадочный чехол вдоль соленосного слоя. В рамках этой модели антиуральские разломы играют роль пассивных кровельных надвигов над внутричехольным клиновидным аллохтоном.

Образец керна, отобранный из подошвы антиуральской надвиговой пластины гряды Чернышева, представляет собой соляной меланж, содержащий обильные включения брекчированных карбонатных пород (рис. 6). Характер наблюдаемых деформаций пород согласуется с предположением о том, что соли служили поверхностью расслоения чехла и способствовали взаимному перемещению перекрывающих и подстилающих тектонических пластин.

Южное Предуралье

По-иному выглядит строение южного сегмента складчатого Предуралья, где Урал сочленяется с Прикаспийским бассейном. Здесь важную структурную роль играют мощные соли кунгурского возраста. Они образуют массивные диапировые поднятия, высота которых достигает 5 км и более ([22, 23] и др.). Общее представление о строении этой части складчато-надвигового пояса Урала дает интерпретированный сейсмический разрез (рис. 7).

Структурный план подсолевых отложений определяется высокоамплитудными надвиговы-ми дислокациями. Диапиризм кунгурских солей и дуплексирование позднекаменноугольно-ниж-непермских моласс создали структурную дисгармонию над- и подсолевых уровней. Интерес представляет бортовая зона Прикаспийской впадины, где кунгурские эвапориты контактируют с дислоцированными подсолевыми комплексами Урала (см. рис. 7 B). Толщина солей здесь резко сокращается. Вероятно, значительная часть соли была выдавлена из этой зоны в ходе складчатости, оставив соляной шов. Соляной интервал погружается на запад, в то время как вышележащие надсолевые слои круто падают в противоположном направлении. По всей видимости, эти слои испытали оползание по крутозалегающей поверхности солей, что вызвало их вращение. Воздымание кунгурских слоев происходило за счет пододвигания под них аллохтон-

ных комплексов со стороны Урала. Иными словами, здесь произошло выдавливание соли, от которой остался крутой соляной шов, и по нему произошло оползание надсолевых слоев. Этот механизм до определенной степени аналогичен тому, что имел место при раздавливании соляного поднятия гряды Чернова и оползании слоев на его юго-западном крыле (см. рис. 5).

Дислоцированные комплексы фронта деформаций Урала с несогласием перекрыты триасовыми толщами. Подобный характер залегания пермо-триасовых отложений свидетельствует о том, что основные соляные деформации произошли в конце перми в условиях кульминации коллизионной складчатости Урала.

Терско-Сунженская зона

Терско-Сунженская зона является наиболее изученной частью Терско-Каспийского прогиба — одного из старейших нефтегазоносных районов мира [14, 22]. Несмотря на продолжительные исследования, новые региональные сейсмические данные позволяют существенно дополнить представления о строении этого региона. Важным элементом понимания строения этого региона является обнаружение важной роли титонских солей в структурном развитии Терско-Сунженской складчатой зоны. Гипотезы происхождения этой зоны в последние годы были подкреплены сейсмическими данными ([14] и др.). Строение этого района иллюстрируют геологический и сейсмический разрезы (рис. 8).

Подобно гряде Чернышева, эта складчатая зона расположена на значительном удалении от орогена Кавказа. Между ними расположены слабодис-лоцированные Осетинская и Чеченская впадины. Результаты интерпретации данных сейсморазведки указывают на признаки расслоения осадочного чехла по титонским солям. Скольжение по солям вызвало тектоническое сжатие, распространившееся на большое расстояние от складчатого сооружения Кавказа на север в направлении Терско-Сунженской складчатой зоны.

Сейсмические данные демонстрируют вариации мощностей соленосного интервала с утолщением под Терской и Сунженской антиклинальными зонами (см. рис. 8 B). Это наблюдение позволяет предположить сходство механизма формирования рассматриваемых складчатых зон с грядой Чернова (см. рис. 5). Оно состоит в том, что образование соляных поднятий здесь, возможно, началось до коллизионной складчатости. Сами соляные поднятия, образовавшиеся над предполагаемыми глубинными разломами, в наступивших условиях сжатия стали зонами зарождения складчато-надвиговых деформаций. Основное отличие между грядой Чернова и поднятиями Терско-Сунженской зоны состоит в том, что деформации в пределах последних находятся на более раннем этапе развития. Здесь сжатие не привело в экструзии солей на поверхность, как

Рис. 5. Схема структурного развития Коротаихинской впадины и прилегающих складчато-надвиговых зон (по [11] с дополнениями)

Fig. 5. Scheme of structural evolution of the Korotaikhinsky Depression and adjacent fold-and-thrust zones (according to 11], complemented)

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 6. Образец керна из подошвы надвиговой пластины гряды Чернышева, содержащий соляной меланж и обломки карбонатных пород (скв. Адак-1) (данные ПАО «Газпром»)

Fig. 6. Core sample from the thrust sheet of the Chernyshsev Ridge containing salt melange and fragments of carbonate rocks (Adak-1 well) (data of PJSC Gazprom)

5 см

J

это произошло на гряде Чернова в Тимано-Печор-ском бассейне.

Предположение о существовании соляных поднятий в этом районе до коллизионной складчатости согласуется с тем фактом, что именно в Терской и Сунженской зонах расположены самые крупные и высокодебитные месторождения нефти и газа Терско-Каспийского прогиба. Вероятно, эмбриональные надсолевые поднятия этой зоны на протяжении длительного времени аккумулировали скопления нефти и газа. Раннее поступление нефти и газа консервировало пористость коллекторов, что объясняет высокую дебитность залежей. Последующая складчатость сделала ловушки более рельефными, увеличив их объем.

Окраины Сибирской платформы

Яркие примеры складчато-надвиговых деформаций с участием солей выявлены в некоторых районах периферии Сибирской платформы ([12, 24–26] и др.). В южной части Сибирской платформы широко распространены соли кембрийского возраста ([12, 22] и др.). Кроме того, здесь локально присутствуют соли венда. Сейсмические данные, характеризующие строение Предпатомского прогиба, убедительно показывают, что кембрийские соли представляли собой поверхность расслоения осадочного чехла. По этим солям происходило перемещение аллохтонных пластин, сложенных надсолевыми отложениями, в направлении Сибирской платформы (рис. 9).

Представленный интерпретированный сейсмический разрез показывает, что срыв по солям является субпластовым. Он прослеживается на десятки километров. Аллохтонные отложения залегают в виде слабодислоцированной пластины. Выход сместителя этого разлома на поверхность, по-видимо-му, приурочен к флексуре над глубинным разломом и/или к соляному поднятию.

Выявление надвиговых перекрытий, приуроченных к солям, позволяет объяснить происхождение больших запасов нефти и газа в районе прилегающей Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы. Дело в том, что в районе этой антеклизы отсутствуют крупные источники генерации УВ. Исходя из этого, а также с учетом регионального структурного контекста, можно сделать вывод, что накопление нефти и газа в ее пределах происходило за счет латеральной миграции из подсолевых отложений Предпатомского прогиба ([25, 27] и др.). Наличие крупных надвиговых перекрытий в этом районе расширяет район возможного распространения залежей нефти и газа за счет поднадвиговых зон к востоку от района установленной нефтегазоносности.

Рассматривая окраинные районы Сибирской платформы, следует упомянуть Предверхоянский складчато-надвиговый пояс. В последние годы здесь были выполнены региональные геофизические исследования, давшие много новой информации ([12, 25] и др.). О существовании палеозойских соленосных толщ этого пояса неизвестно. Вместе с тем, региональные сейсмические данные дают основание предполагать их наличие. Дело в том, что некоторые сейсмические разрезы имеют черты строения, характерные для складчато-надвиговых зон, в строении которых участвуют соленосные толщи (см. рис. 4, 8). На рис. 10 показан сейсмический разрез, который пересекает северный сегмент зоны сочленения Верхоянского складчатого пояса и прилегающего Предверхоянского прогиба.

Одним их важных признаков участия солей в формировании этой части складчатого пояса является высокоамплитудное бескорневое поднятие, расположенное на значительном удалении от складчатого сооружения (см. рис. 10 А). Вероятно, оно может представлять собой соляной вал, затронутый надвиговыми деформациями. Образование этой структуры могло происходить за счет лате-

Рис. 7. Интерпретированный композитный временной сейсмический разрез зоны сочленения Прикаспийского бассейна и Южного Урала (по [23] с дополнениями) (A), фрагмент разреза А (B) и геологическая карта зоны сочленения Прикаспийского бассейна и Южного Урала (С) Fig. 7. Interpreted composite seismic time section of the zone of Caspian Basin and Southern Urals joint (according to [23], complemented) (A), fragment of A cross-section (B) and geological map of the zone of Caspian Basin and Southern Urals joint (С)

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 8.

Fig. 8.

Геологический (А) и сейсмический (B) разрезы складчатого борта Терско-Каспийского прогиба в районе Терско-Сунженской складчатой зоны и схематическая геологическая карта (С)

Geological (А) and seismic (B) sections of the folded shoulder of the Tersky-Caspian Trough in the area of Tersky-Sunzhensky folded zone; and schematic geological map (С)

A

H , км

Чеченская впадина

Сунженская антиклиналь

Черногорская моноклиналь Ю

Терская     Затеречная антиклиналь впадина

B t, c

C

Заманкульское месторождение

Малгобекское месторождение

10 км

1 — соль.

Интерпретация предполагает присутствие дислоцированных криптодиапиров, образованных титонскими солями.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

1 — salt.

Interpretation allows supposing the presence of faulted and folded cryptodiapirs formed by Tithonian salts.

For other Legend items see Fig. 1

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 9. Интерпретированный сейсмический разрез Предпатомского прогиба с указанием положения пластового срыва на уровне кембрийских солей

Fig. 9. Interpreted seismic section of Predpatomsky Trough with position of subhorizontal thrust at the level of Cambrian salts

З

В

0                     1 0 км    ^{t , c}

Усл. обозначения см. на рис. 1, 4

For Legend see Fig. 1, 4

500 км

рального перемещения солей из зоны быстрого погружения в осевой зоне краевого прогиба. Подобное соляное поднятие имеет черты сходства с Терской и Сунженской антиклинальными зонами, грядами Чернова и Чернышева на ранних этапах развития, а также с рядом других регионов (см. рис. 4, 8).

Во внутренней части пояса надвигов дуплексные деформации, вероятно, перекрыты соленосной толщей того же возраста. В пользу этого предположения свидетельствует то, что этот структурный уровень разделяет дисгармонично дислоцированные комплексы, подобно тому, как это происходит в Южном Предуралье (см. рис. 7). Вероятно, он является поверхностью расслоения чехла, что часто обеспечивается присутствием солей. Локальные высокоамплитудные нарушения в верхнем структурном этаже, перекрывающем дуплексный аллохтон, выглядят как соляные штоки. Их формирование может быть следствием экструзии соли из ее локальных скоплений в условиях коллизионной складчатости. Высказанные предположения о наличии соли в этой части Верхоянского пояса надвигов, безусловно, нуждаются в проверке. Вместе с тем, отмеченные особенности строения делают присутствие

дислоцированных солей в этом районе вполне вероятным. Возраст предполагаемых соленосных отложений может соответствовать среднему – позднему палеозою.

Афгано-Таджикский бассейн

Рассматривая примеры строения складчато-надвиговых поясов Северной и Центральной Евразии, в строении которых участвуют соли, нельзя не остановиться на Афгано-Таджикском бассейне. Накопленные геолого-геофизические данные убедительно показывают, что соленосные отложения верхней юры играют очень важную роль в строении этого бассейна ([28, 29] и др.). Это демонстрирует региональный разрез на рис. 11.

В этом бассейне наблюдается практически повсеместное расслоение осадочного чехла по верхнеюрским солям. В надсолевом осадочном чехле установлено широкое распространение надвиговых структур большой амплитуды. В основании надвигов залегают верхнеюрские соли. Поперечное сокращение протяженности слоев за счет складок и разломов в этом пересечении Афгано-Таджикского бассейна оценивается в 175 км [29]. Основным

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 10. Интерпретированный фрагмент регионального сейсмического разреза северного сегмента Предверхоянского складчато-надвигового пояса (A) и его увеличенный фрагмент, иллюстрирующий строение предполагаемой соляной структуры (B)

Fig. 10. Interpreted fragment of regional seismic section across the northern segment of Predverkhoyansky fold-and-thrust belt (A) and its magnified fragment demonstrating architecture of the supposed salt body (B)

10 км

Усл. обозначения см. на рис. 1, 4

For Legend see Fig. 1, 4

источником деформаций в этом районе является смещение складчатого сооружения Памира на северо-запад.

Примечательно, что во внутренней юго-восточной части бассейна надвиги имеют преимущественно генеральную памирскую — северо-западную вергентность. Во внешней северо-западной части бассейна вергентность надвигов обратная, что позволяет определить их как ретронадвиги. Геологический и сейсмический разрезы демостри-руют строение зоны Кафирниганского ретронадвига, расположенного в северо-западной части впадины (рис. 12).

Амплитуда горизонтального перемещения Ка-фирниганского надвига в рассматриваемом сечении составляет около 20 км. В основании надвиго-вой пластины бурением установлены верхнеюрские соли, по которым происходит расслоение осадочного чехла. Структура Кафирниганского надвига демонстрирует черты его сходства с антиуральскими ретронадвигами гряд Чернова и Чернышева на северо-востоке Тимано-Печорского бассейна (см. рис. 1 А, 4).

Подводя итог рассмотрению строения складчато-надвиговых поясов с участием солей, можно отметить, что все они обладают значительным разнообразием. Вместе с тем, нетрудно заметить, что у них есть определенные родственные черты. Стиль их деформаций зависит от траектории разрывов. Над участками субпластового расслоения по солям выделяются обширные слабодислоцирован-ные эоны. Примером могут служить Коротаихин-ская, Косью-Роговская, Чеченская впадины. Они находятся там, где поверхность расслоения залегает полого, что делает возможным перемещение надсолевых отложений без значительных внутренних деформаций. Яркий пример такого рода можно видеть в Предпатомском прогибе (см. рис. 9).

В рамповых зонах типично широкое развитие слепых надвигов и дуплексных структур, что приводит к возникновению дисгармоничной складчатости. Для складчатых зон характерно широкое развитие слепых надвигов и дуплексных структур, что вызывает структурную дисгармонию. Такие структуры можно видеть во внутренних зонах рассмотренных складчатых поясов.

Рис. 11. Региональный геологический разрез Афгано-Таджикского бассейна (составлен с использованием данных ([22, 28, 29] и др.) Fig. 11. Regional geological cross-section of the Afgano-Tadzhiksky Basin (created using data from ([22, 28, 29], and others)

Усл. обозначения к рис. 11

Legend for Fig. 11

Стратиграфические комплексы ( 1 – 6 ): 1 — плиоцен-четвертич-ный, 2 — палеоцен-миоценовый, 3 — меловой, 4 — верхнеюрский (соленосный), 5 — нижне-среднеюрский, 6 — палеозойский; 7 — метаморфизованный фундамент; 8 — разлом

Stratigraphic units ( 1 – 6 ): 1 — Pliocene-Quaternary, 2 — Paleocene-Miocene, 3 — Cretaceous, 4 — Upper Jurassic (salt-bearing), 5 — Lower-Middle Jurassic, 6 — Palaeozoic; 7 — metamorphosed Basement; 8 — fault

Важным элементом развития соленосных складчато-надвиговых зон является существование соляных структур, зарождение которых предшествовало коллизионной складчатости. Они формируются за счет латерального перемещения мобильных солей в асимметричных бассейнах континентальных окраин и краевых прогибов. Такие структуры широко распространены в современных бассейнах континентальных окраин. В условиях сжатия они трансформировались в раздавленные диапиры и тектонические покровы с солью в подошве. Во многих случаях такие покровы имеют вергенцию, обратную генеральной, образуя ретронадвиги. По существу, они представляют собой кровельные надвиги, перекрывающие пододвинутые под них глубинные аллохтонные пластины. Важное структурное значение имеют зоны выклинивания солей. Часто они определяют локализацию складчатых деформаций.

Структурная выраженность деформаций в соленосных складчато-надвиговых поясах в большой степени определяется степенью тектонического сжатия. Так, в пределах Прикаспийской впадины надвиговые деформации охватывают узкую пред-уральскую часть бассейна (см. рис. 7). В Афгано-Таджикском бассейне (см. рис. 11) контрастные склад-чато-надвиговые структуры распространены практически повсеместно.

Нефтегазоносность

Результаты геолого-разведочных работ на нефть и газа в соленосных складчато-надвиговых поясах часто превосходят ожидания. Примером может быть упомянутый бассейн Персидского залива ([4, 15, 17] и др.). В Китае значительная часть прироста запасов нефти и газа в последние годы относится к подобным районам ([30] и др.). Основные запасы нефти и газа в Предуралье также связаны с районами распространения кунгурской соленосной покрышки ([22] и др.).

Из накопленного опыта следует, что влияние солей на нефтеносность является известным фактором, непосредственно определяющим строение ловушки. Известно, что соли представляют собой наиболее надежную покрышку для залежей нефти и газа. Соляные структуры способствуют формированию разнообразных ловушек нефти и газа, в их числе высокорельефные складки и моноклинали, экранированные солью, высота которых может из-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 12. Геологический (А) и сейсмический (B) разрезы Кафирниганской надвиговой зоны (по [28] с дополнениями)

Fig. 12. Geological (А) and seismic (B) sections of the Kafirnigansky thrust zone (according to [28], complemented)

H, км

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

1 — salt.

For other Legend items see Fig. 1

1 — соль.

меряться километрами. С ними связаны зоны несогласий и системы разломов, которые также участвуют в формировании ловушки.

В дополнение к сказанному представляется важным упомянуть некоторые менее очевидные факторы. В частности, карстование соленосных сульфат-ангидритовых пород и доломитизация карбонатов агрессивными флюидами локально приводят к формированию горизонтов высокоемких коллекторов. Кроме того, длительное многостадийное развитие соляных структур влияет на седиментационные обстановки в перекрывающих отложениях. В благоприятных условиях это способствует образованию карбонатных банок, рифов, обломочных шлейфов, которые в дальнейшем способны стать коллекторами нефти и газа. При наличии благоприятных геологических условий эти факторы обеспечивают высокую концентрацию запасов нефти и газа.

Многие из перечисленных факторов хорошо известны и не нуждаются в дополнительной аргументации. Рассмотрим особенности строения зон развития соляных структур, которые установлены на основании изучения новых данных, характеризующих строение складчатых зон Тимано-Печор-ского бассейна. Они касаются зон карстования и доломитизации, а также симбиоза соляных структур и карбонатных банок и рифов.

Карстование

В зонах соляной тектоники влияние постседиментационных процессов на свойства резервуаров разнообразно ([3, 9, 31] и др.). Высокоминерализо-

60 OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION ванные воды могут приводить к цементации пустотного пространства. Кроме того, доломитизация и карстование способствуют образованию высокоемких коллекторов. Данные сейсморазведки 3D показывают, что в зонах дислоцированных диапиров карстование может иметь большое значение. Оно вызывается активной циркуляцией агрессивных минерализованных вод, которые связаны с присутствием соленосных пород и контрастным структурным рельефом зон соляной тектоники ([3, 9] и др.). Пример карстования карбонатно-ангидритовых пород серпуховского яруса на восточном склоне Поварницкого поднятия показан на рис. 13. Повар-ницкое поднятие частично перекрыто массивной антиуральской тектонической пластиной с верхнеордовикскими солями в подошве (ретронадвигом).

На горизонтальном срезе сейсмического куба амплитуд в глубинной области (см. рис. 13 А) зоне карстования отвечают кольцевые структуры, которые соответствуют карстовым воронкам. Диаметр наиболее крупных воронок достигает 2 км. На сейсмическом разрезе (см. рис. 13 B) показано внутреннее строение зоны карстования. В закарстованном интервале выделяются многочисленные разломы небольшой амплитуды. Образцы керна из этих отложений могут содержать крупные пустоты, связанные с выщелачиванием (рис. 14). Над зоной кар-стования в перекрывающих отложениях существует прогиб (карстовая воронка), глубина которого составляет около 200 м. Выраженность этого прогиба уменьшается вверх по разрезу. Это указывает на большую продолжительность постседиментационного карстования.

Симбиоз соляных структур и рифов

При рассмотрении структурно-седиментационного развития соляных структур следует иметь в виду, что условия для диапиризма солей возникают на ранних этапах геологического развития бассейнов континентальных окраин. Инверсия плотности соли и перекрывающих пород, которая активизирует механизм диапиризма, возникает в условиях, когда соль перекрыта сравнительно маломощным чехлом ([3] и др.). Для карбонатных пород это значение составляет менее 1 км, для терригенных — до 1,5 км. Естественно, что в соляных бассейнах, где толщина надслолевых отложений может достигать 10 км и более, соляные структуры проходят длительное, многоэтапное развитие. Формирование высокоамплитудных соляных структур оказывало существенное влияние на рельеф поверхности осадочного бассейна, определяя фациальную зональность накапливающихся осадков. В пределах бассейнов палеозойских континентальных окраин с преобладающей карбонатной седиментацией соляные структуры могут влиять на фациальную зональность, определяя положение рифовых трендов. Контроль седиментационных обстановок соляными структурами в районе гряды Чернышева иллюстрирует сейсмический разрез на рис. 15.

RESULTS

Этот разрез демонстрирует существование аградационных карбонатных построек в разрезе верхнедевон-нижнепермских отложений, под которыми выделяется подушка верхнеордовикских солей. Современное строение соляной толщи модифицировано наложенными деформациями, однако связь соляных структур и карбонатных построек здесь весьма вероятна. Подобное соседство позволяет говорить о симбиозе соляных поднятий и карбонатных банок и рифов в перекрывающих отложениях. Взаимосвязь соляных поднятий и карбонатных банок установлена в ряде районов мира. Например, в Мексике над соляными подушками формировались верхнеюрские оолитовые отмели, которые содержат высокоемкие резервуары нефти и газа [32].

В зонах, которые подверглись складчато-над-виговым деформациям, выявление карбонатных построек и установление их возможной связи с древними соляными поднятиями может быть гораздо более сложным. Дело в том, что в складчатых поясах связь этих процессов маскируется наложенными деформациями. Последние вызваны коллизионной складчатостью, перераспределением масс подвижных солей, их экструзией на поверхность и растворением. В результате соляные структуры в ходе своего развития меняют конфигурацию и объем. В крайних случаях соль может быть полностью вынесена из деформируемого объема пород. Соответственно, восстановление хода структурно-седиментационного развития районов соляных структур может быть крайне сложным.

Признаки такой связи наблюдаются в пределах гряды Чернышева в Тимано-Печорском бассейне. Реконструкция структурного развития показывает, что до коллизионной складчатости в этом районе существовала система соляных поднятий, которая образовывала флексурную зону между мелководной платформенной частью шельфа и его глубоководной уральской частью. В этой зоне формировались карбонатные банки и оолитовые отмели, окаймленные рифами. В условиях коллизионной складчатости соли были выдавлены из соляных валов с образованием дивергентных надвигов и соляных глетчеров. В результате надсолевые карбонатные постройки в ряде районов оказались перекрыты аллохтонными пластинами с солями в основании ([21] и др.). Это позволяет рассматривать образовавшиеся в таких условиях ловушки в качестве перспективных поисковых объектов на нефть и газ. Подобные ловушки могут существовать и в других соленосных складчато-надвиговых поясах. Высокая дебитность месторождений Терско-Сунженской зоны, кроме тектонической трещиноватости, может также в определенной степени быть следствием продолжительного роста соляных структур, что влияло на осадконакопление в перекрывающих толщах.

Большое многообразие деформаций в складчато-надвиговых поясах значительно усложняет надежную интерпретацию геолого-геофизических

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 13. Сейсмическое выражение карстовых воронок в визейско-нижнепермских отложениях Поварницкого поднятия Тимано-Печорского бассейна (данные ООО «СУНГК»)

Fig. 13. Seismic imaging of karst potholes in Visean-Lower Permian deposits of Povarnitsky uplift, Timan-Pechora Basin (data from SUNGK)

А — горизонтальный срез сейсмического куба амплитуд в глубинной области, демонстрирующий кольцевые карстовые воронки, B — интерпретированный сейсмический разрез по линии I–II через зону карстования

А — horizontal slice of seismic amplitude cube in depth domain demonstrating ring karst potholes, B — interpreted seismic section along I–II Line crossing the karsting zone

Рис. 14. Фотография образца керна карбонатноангидритовых отложений серпуховского яруса с карстовыми полостями (скв. Поварницкая-21, Тимано-Печорский бассейн)

Fig. 14. Image of carbonate-anhydrite sample of core taken from Serpukhovsky Stage, with karst cavities (Povarnitskaya-21 well, Timan-Pechora Basin)

данных. Очевидно, что проведение геолого-разведочных работ в подобных условиях требует использования самых современных технологий и знаний, полученных в результате изучения мирового опыта работ в районах аналогичного строения. Вместе с тем это создает дополнительные возможности для выявления новых типов залежей нефти и газа. В частности, перспективные поисковые объекты могут быть обнаружены в зонах, перекрытых соляными аллохтонами. Такие структуры прогнозируются в ряде районов северо-востока Тимано-Печорского бассейна, где распространены соли позднеордовик-скогог возраста.

На рис. 16 показано наличие предполагаемых соляных покровов в Коротаихинской впадине. Интерпретация данных сейсморазведки показывает, что эти мобильные соли образуют выжатые покровы в разрезе пермских синколлизионных отложениях. Несогласия в кровле соляных тел свидетельствуют о том, что образование соляных аллохтонов происходила в ходе пермской складчатости. Под соляными покровами сходной морфологии выявлен ряд крупных месторождений нефти и газа в Мексиканском заливе ([3] и др.).

Факторы риска

Изучение опыта геолого-разведочных работ в соленосных складчато-надвиговых зонах показы-

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 15. Сейсмический разрез западного борта гряды Чернышева

Fig. 15. Seismic section of the western shoulder of the Chernyshev Ridge

ЮЗ                                                    СВ

Агградационные карбонатные постройки в разрезе верхнедевон-турнейских отложений подстилаются подушкой верхнеордовикских солей

• 1    — карбонатная постройка; 2 — соль

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 4

Aggradation carbonate buildups in the Upper Devonian-Tournaisian section with subjacent Upper Ordovician salt pillow

• 1 — carbonate buildup; 2 — salt

For other Legend items see Fig. 1, 4

Рис. 16. Объемное сейсмическое изображения зоны вероятного распространения соляных аллохтонных покровов в Коротаихинской впадине

Fig. 16. 3D seismic image of the zone of the supposed occurrence of salt allochthon mantle in Korotaikhinsky Depression

1         2

1 — соли; 2 — несогласие

1 — sault; 2 — unconformity

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

вает наличие ряда присущих им факторов риска ([3, 4, 17, 21] и др.).

• 1.    Высокий уровень эксгумации районов, которые испытали значительный подъем за счет крупноамплитудного перемещения по наклонным поверхностям расслоения осадочного чехла и дуплексной складчатости. Это может приводить к тому, что уровень эрозионного среза будет составлять 2–3 км и более. В результате возникает дефицит коллекторов и избыточно высокий уровень преобразования ОВ нефтегазоматеринских отложений.

• 2.    Постмиграционное образование ловушек в бассейнах с большой толщиной осадочного чехла, характерное для многих из рассмотренных районов и привоящее к тому, что ранние миграционные потоки следуют транзитом, так как ловушки коллизионной складчатости еще не сорфмировались. Следствием этого является низкая степень заполнения таких ловушек. Они могут получать УВ главным образом за счет остаточной миграции и ремиграции.

• 3.    Быстрое формирование высокоамплитудных соляных структур может сопровождаться образованием систем разломов над ними. Эти разломы способны нарушать целостность затронутых ими покрышек и разрушать залежи.

Минимизация перечисленных рисков требует комплексной интерпретации геолого-геофизических данных с учетом регионального нефтегеологического контекста. Кроме перечисленных геологических факторов риска следует иметь в виду сложность получения надежной геологической информации в рассматриваемых районах. Проведение работ в подобных условиях требует комплексного применения современных геотехнологий.

Заключение

Соленосные складчато-надвиговые зоны выделяются в разных регионах Евразии. Многие из них слабо изучены, что связано со сложностями получения достоверной геологически значимой информации в зонах складчатости и с резкими изменениями физических свойств деформированных отложений в пределах одной зоны. Сравнительное изучение строения различных соленосных складчато-надви-

говых зон позволяет выделить специфические черты их строения и лучше понять ход их формирования. Общим для этих зон является распространение складчато-надвиговых деформаций на обширных площадях, что связано с расслоением осадочного чехла по солям. Соответственно, для корректной интерпретации строения отдельных частей этих зон важно понимать региональный структурный контекст, так как источники деформаций могут находиться на большом удалении от исследуемых зон складчатости.

Стиль деформаций соленосных складчато-надвиговых зон зависит от траектории разрывов. Над участками субпластового расслоения по солям выделяются обширные слабодислоцированные эоны. В рамповых зонах типично широкое развитие слепых надвигов и дуплексных структур, что приводит к образованию дисгармоничной складчатости. Локализация складчатости часто связывается с зонами долгоживущих соляных структур. К ним часто приурочены ретронадвиги с солями в подошве.

Влияние солей на нефтегазоносность зависит от множества факторов. Соли представляют собой наиболее надежную покрышку для залежей нефти и газа. Соляные структуры формируют разнообразные ловушки нефти и газа, в том числе высокорельефные складки и моноклинали, экранированные солью, высота которых может измеряться километрами. Характерным для районов соляной тектоники является наличие зон доломитизации и карстования карбонатных пород, которые могут представлять собой высокоемкие коллекторские интервалы. Длительное формирование соляных структур способствует появлению условий для образования карбонатных банок, рифов, обломочных шлейфов, которые в дальнейшем могут служить резервуарами нефти и газа.

В целом, несмотря на ряд специфических факторов риска, многофакторное влияние соленосных толщ на структурно-седиментационное развитие складчатых поясов создает условия для формирования в их пределах крупных скоплений нефти и газа.