Соляная тектоника северной части Западносибирского бассейна и Енисей-Хатангского прогиба

Новая геолого-геофизическая информация, характеризующая глубинное строение северных районов Западносибирского бассейна, свидетельствует о том, что традиционные взгляды на его развитии нуждаются в актуализации. Представляется, что важным результатом региональной интерпретации накопленных геоданных является заключение о наличие на севере Западной Сибири толщи палеозойских отложений, мощность которых может превышать 10–15 км. Накопление палеозойских отложений было обусловлено возникновением в раннем палеозое системы рифтовых впадин, в которых отлагались соленосные отложения (Соборнов, 2024). В дальнейшем в пределах рассматриваемого района формировался бассейн континентальной окраины с преобладанием карбонатной седиментации и накоплением битуминозных сланцев. В пермское время в условиях континентальной коллизии и развития складчатых поясов на значительной части бассейна накапливались терригенные угленосные отложения. После завершения складчатости произошло формирование структур пост-орогенического коллапса, а также накопились вулканокластические отложения, что было обусловлено региональным плюм-магматическим событием.

Наличие солей в ряде нефтегазоносных бассейнов северной Евразии, включая Западносибирский и Енисей-Хатангский, установлено давно (рис. 1). Впервые соляной диапир в арктической Евразии был обнаружен в начале прошлого века на полуострове Юрунг-Тумус, в восточной части Енисей-Хатангского прогиба. Позднее в этом районе было открыто нефтяное месторождение Нордвик (рис. 1). В дальнейшем соли палеозоя были вскрыты скважинами в юговосточной части Западной Сибири недалеко от Енисейского кряжа, а также обнаружены в ходе полевых работ на архипелаге Северная Земля, в пределах Таймырского складчатого пояса, на северо-западе Сибирской

Работа лицензирована в соответствии с CC BY 4.0. Чтобы просмотреть копию

этой лицензии, посетите

Рис. 1. Обзорная геологическая карта арктических бассейнов западной Евразии и прилегающих районов. Условные обозначения: 1–3 – месторождения: 1 – газа, 2 – нефти, 3 – нефти и газа; 4 – линии сейсмических разрезов, приведенных в данной статье

платформы, в северной части Карского моря (Корнилюк и др., 1946; Елкин и др., 2001; Долгунов и др., 2011; Соборнов, 2024 и др.).Долгое время наличие солей на юговосточной периферии Западной Сибири и на востоке Енисей-Хатангского прогиба, а также в соседних бассейнах считалось малозначимым явлением, не имеющим существенной роли для понимания региональной геологии и нефтегазоносности. Однако пересмотр представлений о глубинном строении рассматриваемого района позволяет предположить, что масштаб этого явления явно недооценен. Интерпретация регионального геологического контекста позволяет предполагать раннепалеозойский (позднеордовикский?) возраст солей, образующих диапиры (Соборнов, 2024 и др.). Вероятно, их происхождение связано с накоплением эвапоритовых осадков в рифтовых прогибах, возникших в условиях раскрытия Уральского океана.

Выявление соляных диапиров

В акватории Северо-Карской впадины раннепалеозойские соли выявляются на основе интерпретации региональных сейсмических исследований. Они образуют характерные структурные формы – высокоамплитудные и куполовидны диапиры, соляные подушки. Интерпретация региональных сейсмических данных, освещающих строение Южно-Карской впадины, дает основание полагать, что в ее пределах соляные диапиры также имеют широкое распространение. Основным свидетельством в пользу этой гипотезы является наличие крупных поднятий в доюрских отложениях, которым соответствует «прозрачная» и хаотическая сейсмическая запись (рис. 2). Подобный характер сейсмической записи указывает на отсутствие выдержанной слоистости в слагающих их отложениях, что свойственно дислоцированным мобильным солям. Высота предпо- лагаемых криптодиапиров может достигать

10 км (3,5 сек). Выделяемые поднятия не имеют выраженной структурной вергентно- непосредственно с коллизионной складчатости и ориентации в плане. Исходя из этого, стью.

можно сделать вывод, что они не связаны

юз                                                            св

Рис. 2. А – интерпретированный сейсмический временной разрез Южно-Карской впадины. Положение разреза см. на рис. 1. Б – фрагмент разреза А, иллюстрирующий строение диапира и прилегающих отложений. Условные обозначения: 1 – разлом, 2 – несогласие, 3 – соль

Они рассеяны на большой площади и преимущественно имеют изометричные формы, что не позволяет связать их с линейными зонами сдвиговых деформаций, широко развитых в Западной Сибири. Эти поднятия в до-юрских отложениях разделяются глубокими прогибами-мульдами. В пределах этих мульд отчетливо прослеживаются резкие вариации толщин, перегибы слагающих их слоев, угловые несогласия (рис. 2Б). С приближением к поднятиям, как правило, происходит резкое утонение отложений, выполняющих межсолевые мульды. Они образуют слои роста диапирового поднятия. Подобные черты строения мульд являются характерными для районов соляного диапиризма (Jackson, Hudec, 2017). Изменения мощности и углов падения отложений межсолевых мульд фиксируют перераспределение масс мобильных солей между диапирами, куда соль нагнетается, и разделяющих их мульдами, откуда она уходит. Это приводит к наблюдаемой высокоамплитудной дифференциации структурного плана и деформациям слоев в зонах контакта с растущими диапирами.

В известных соленосных бассейнах в зонах контакта с диапирами отложения межсолевых мульд рассматриваются как последовательности заполнения соляных мульд. Анализ строения этих последовательностей и разделяющих их несогласий является инструментом реконструкции динамики роста соляных поднятий (Jackson, Hudec, 2017). Наличие таких последовательностей в широком стратиграфическом диапазоне доюрских толщ показывает, что поднятия развивались на протяжении длительного времени. Это обстоятельство является важным аргументом в пользу диапирового происхождения наблюдаемых поднятий. Дело в том, что развитие структур иных типов, а именно горстового, рифового, надвигового, магматического, как правило, связано с дискретными этапами структурноседиментационного развития. Соответственно, в осадочном чехле они фиксируются четко выраженными угловыми несогласиями. Последующее дифференциальное уплотнение может обеспечить формирование относительно малоамплитудных антиклинальных структур облекания над ними. Однако эти механизмы формирования поднятий не приводят к продолжительному многофазному омоложению структур, наблюдаемому в Южно-Карской впадине. Подобная особенность характерна для диапиров, так как их подвижность определяется инверсией плотности солей и перекрывающих отложений. Соответственно, потенциал роста диапиров может быть исчерпан при выходе мобильных солей на поверхность. Это фундаментальное свойство соляного диапиризма объясняет их продолжительный рост, который может периодически ускоряться при внешних импульсах тектонических воздействиях. В результате в районах соляной тектоники часто наблюдаются множественные несогласия, разделяющие стратиграфические единицы галокинетических последовательностей.

В рассмотренном примере предполагаемые диапиры залегают в нижней части разреза. Соляной диапиризм приводит к небольшим складчатым деформациям в юрско-меловом чехле. В ряде случаев соляные диапиры в большей степени затрагивают юрско-меловые отложения. Пример таких структур в Южно-Карской впадине показан на рис. 3. В этом районе диапир прорывает юрские и частично меловые отложения.

Большим своеобразием отличаются предполагаемые соляные структуры в Енисей-Хатангском прогибе (рис. 4). Сейсмические данные убедительно демонстрируют рифтовую природу раннепалеозойского прогиба, перекрытого юрско-меловым чехлом. Это подтверждается погружением его бортов, в результате чего толщина палеозойских отложений быстро увеличивается в направлении его осевой зоны. В разрезе нижнего триаса вероятно присутствие базальтов и туфовых прослоев. Так же как и в предыдущем примере, толщина осадочного чехла в осевой части прогиба может превышать 20 км. Строение прогиба асимметрично. Положение его оси тяготеет к юго-восточному борту. Это позволяет считать, что основной контролирующий сброс расположен вдоль юговосточного борта прогиба.

Характерной чертой рассматриваемого сегмента Енисей-Хатангского прогиба является высокая рельефность складчатых структур.

Рис. 3. Интерпретированный временной сейсмический разрез Южно-Русановской структуры с выделением соляного диапира в юрско-нижнемеловых отложениях. Положение разреза на рис. 1

Это обстоятельство в значительной степени связано с активным полифазным развитием предполагаемых соляных диапиров. Данные структуры представлены в виде соляных штоков и раздавленных соляных диапиров, осложненных «крыльями». Последнее свойственно диапирам, развитие которых происходило в несколько этапов в условиях сжатия. Высота соляных штоков составляет около 12–15 км (4–5 сек и более).

Признаки диапиров

Изучение строения вероятных диапировых структур позволяет выделить ряд наиболее важных признаков, свидетельствующих об их соляном происхождении. К ним относятся следующие:

• 1.    Выделяемые поднятия имеют значительную амплитуду ‒ до 5 км и более;

• 2.    Тело поднятий является сейсмически полупрозрачным, отражения прерывисты и хаотически ориентированы, что типично для соляных поднятий, лишенных протяженной внутренней слоистости;

• 3.    На крыльях этих структур отмечается сокращение толщины и выклинивания прилегающих отложений. Вариации толщин межсолевых отложений представляют собой слои роста, которые фиксируют геохронологическую динамику роста соляных диапиров;

• 4.    Над наиболее контрастными соляными поднятиями выделяются системы радиаль-

• ных разломов, которые затрагивают юрско-меловые отложения. Их существование свидетельствует о росте структур в мезозойское и кайнозойское время;

• 5.    В плане рассматриваемые поднятия имеют изометричную форму. Они лишены выраженной структурной вергентности, что следовало бы ожидать, если бы они были связаны с коллизионной складчатостью или рифтогенными горстовыми структурами;

• 6.    Районы развития диапиров характеризуются умеренно отрицательными значениями гравитационного поля. Это означает, что наблюдаемые высокорельефные поднятия не являются горстами фундамента или поднятиями магматической природы;

• 7.    По данным электроразведки, соляным телам отвечают высокоомные аномалии;

• 8.    В ряде районов развития предполагаемых соляных поднятий отмечаются повышенные значения теплового потока. Это явление связано с высокой теплопроводностью соли, которая кратно превышает теплопроводность прочих широко распространенных типов осадочных пород;

• 9.    С соляными телами связаны неотекто-нические деформации, возникшие после снятия ледниковой нагрузки;

• 10.    Характерным признаком соляных диапиров является наличие кольцевых инверсионных структур в перекрывающих отложениях. Их образование обусловлено соляными

  

  Рис. 4. Интерпретированный сейсмический временной разрез зоны развития диапиров в пределах

  Балахнинского вала восточной части Енисей-Хатангского прогиба. Положение разреза на рис. 1

  
  

  деформациями в комбинации с дифференциальным уплотнением (Соборнов, 2024 и др.).

Нефтегазоносность и соляные структуры

Как показывает изучение соленосных бассейнов, влияние солей на нефтегазоносность многофакторно (Jackson, Hudec, 2017). Соли являются наиболее надежными покрышками для залежей нефти и газа. Это свойство солей позволяет им обеспечивать сохранность залежей и определять направление миграционных потоков углеводородов. Являясь мощным фактором структурного развития, соли формируют высокорельефные структуры, способные служить ловушками для залежей нефти и газа. Деформации, приуроченные к высокоамплитудным диапирам, определяют динамику миграционных потоков в надсолевых отложениях. Длительное развитие соляных структур оказывает влияние на фациальную зональность в надсолевых отложениях, определяя локализацию резервуаров нефти и газа. Обладая высокой теплопроводностью, соли влияют на распределение температур в осадочных бассейнах. В частности, этим объясняется типичная пониженная прогретость подсолевых отложений, что объясняет возможность существования в них залежей на больших глубинах (до 10 км).

Обнаружение соленосных отложений на севере Западной Сибири и в Енисей-

Хатангском прогибе может стать поворотным моментом в переосмыслении строения и нефтегазоносного потенциала этих регионов. Многокилометровые толщи палеозойских пород, вероятно, были источником значительных объемов нефти и газа. Миграция углеводородов из палеозойских очагов генерации в юрско-меловой чехол в значительной мере контролировалась строением соляных диапиров. В палеозойских и триасовых отложениях могут находиться залежи нефти и газа, строение которых во многом определяется соляной тектоникой.

В целом вклад палеозойских отложений в общий нефтегазоносный потенциал объясняет разительное несоответствие между огромной величиной запасов и ресурсов газа на севере бассейна и весьма умеренным газоносным потенциалом юрско-меловых отложений. Наличие высокоамплитудных соляных диапиров, «протыкающих» покрышки, создавало субвертикальные зоны нарушений, которые могли создавать пути миграции углеводородов. Поступление нефти и газа по таким нарушениям из погруженных палеозойских отложений в юрско-меловые слои может объяснить наличие аномальных зон в виде «газовых труб», устанавливаемых по данным сейсморазведки. Вероятно, что субвертикальная миграция из палеозойских толщ внесла значительный вклад в формирование многих крупнейших газовых место-

Рис. 5. А – Региональный сейсмический временной разрез, пересекающий северную часть ЗападноСибирского бассейна с запада на восток. Б – тот же разрез с геологической интерпретацией, предполагающий существование палеозойского прогиба и соляных диапиров в северо-восточной части бассейна. Условные обозначения см. рис. 2. Положение разреза см. на рис. 1

рождений. Это предположение основано на приуроченности ряда крупных месторождений к зонам глубинных разломов, затрагивающих палеозойские отложения (рис. 5). К их числу относится месторождение Уренгой. Это обстоятельство согласуется с участием палеозойских отложений в генерации крупных объемов газа.

Допуская наличие крупных источников углеводородов в многокилометровых палеозойских толщах на севере Западной Сибири, можно предположить, что определенная часть нефти, производимой подсолевыми отложениями, мигрировала в южную нефтеносную часть Западно-Сибирского бассейна. В этой связи роль верхнеордовикских солей на севере Западной Сибири может быть ана- логична среднедевонским солям ЗападноКанадского бассейна. В пределах последнего выклинивание эвапоритового слоя по восстанию бассейна определило формирование гигантского битумного поля в долине реки Атабаска (Broughton, 2020). Это происходило за счет того, что нефть, образованная подсолевыми толщами в отложениях осевой зоны бассейна, мигрировала по восстанию пластов вплоть до зоны размыва солей на склоне Канадского щита. Из-за малой глубины залегания резервуаров она подверглась окислению и биодеградации. В ЗападноСибирском бассейне отличие состояло в быстром погружении бассейна в юрско-меловое время, что способствовало сохранности залежей нефти.