Прогибание и, как следствие, формирование палеовпадин (элементарные осадочные бассейны) служат одной из главных предпосылок образования внутри их контуров региональным ареалов нефтегазоносности в тех случаях, когда эти бассейны являются нефтегазоносными, т.е. в них происходит генерация и накопление УВ в сингенетично-нефтегазоносных формациях.
Это можно иллюстрировать на примере палеозойских нефтегазоносных комлексов восточной части Русской плиты. Здесь западные границы региональных ареалов нефтегазоносности в различных палеозойских комплексах (т.е. в отдельных нефтегазоносных суббассейнах) расположены в целом независимо относительно современных крупных структур поверхности фундамента и осадочного чехла и пересекают различного рода тектонические формы. Особо следует подчеркнуть, что региональные ареалы промышленных залежей нефти и газа в палеозойском плитном чехле размещаются без всякой избирательности к древнейшим, в основном доплитным глубинным структурам восточной части платформы — авлакогенам и погребенным щитам, синеклизам и антеклизам, выступам и впадинам. Положение указанных ареалов подчиняется иным региональным зависимостям, которые выявляются при историко-геологическом подходе к их исследованию, в процессе изучения стадийности в развитии древней платформы.
В позднем протерозое и раннем-среднем палеозое на востоке Русской плиты оформировались Воронежская и Волго-Уральская антеклизы, окаймленные областями глубоких и длительных прогибаний, выполненных мощными толщами осадков. На этапе девонского терригенного осадконакопления на указанные древние глубинные структуры несогласно наложилась первая в палеозое крупнейшая Камско-Бузулукская палеосинеклиза, окаймленная региональными системами выступов и поднятий. Синеклиза включала две крупные впадины, представлявшие собой области наиболее значительного накопления осадков (эйфельско-нижнефранские элементарные осадочные бассейны) . По геохимическим данным, главный очаг генерации УВ связан с южным более круным Радаевско-Бузулукским бассейном. Общий ареал нефтегазоносности терригенной девонской формации не выходит за пределы Камско-Бузулукской палеосинеклизы, представляющей, таким образом, палео-тектоническую основу эйфельско-нижнефранского нефтегазоносного бассейна. В позднем девоне—турне на указанную палеосинеклизу и контролируемые ею осадочные суббассейны наложилась Камско-Кинельская система некомпенсированных прогибов (нефтегазогенерировавшие осадочные суббассейны) и региональных биогермно-карбонатных шельфов (основные области нефтегазонакопления). В средне-позднекаменноугольное время область осадконакопления на востоке Русской плиты значительно расширилась, а зоны максимальных опусканий захватили Приуралье и миогеосинклинальную область Урала. В раннепермское время области наибольших прогибаний, сопровождавшихся формированием некомпенсированных впадин и приуроченных к ним депрессионных (доманикового типа) осадков, располагались на востоке, в пределах Предуральского прогиба и на юге, в Бузулукской впадине.
Таким образом, общий (суммарный по всем нефтегазоносным формациям) ареал распространения залежей нефти и газа на древней платформе контролируется сменяющими одна другую, часто не совпадающими по местоположению областями относительно длительного прогибания земной коры — впадинами, представляющими собой части палеозойских областей осадконакопления. Именно такие палеовпадины, в которых накапливались сингенетично-нефтегазоносные формации, рассматриваются в качестве нефтегазоносных суббассейнов.
Пространственное размещение скоплений УВ внутри регионального ареала в каждом из смежных сингенетично-нефтегазоносных комплексов не одинаково в плане и контролируется структурными формами различных морфолого-генетических типов. Эти различия — следствие стадийного тектонического развития Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, что реально проявляется в цикличности осадконакопления и в стадийности тектонической дифференциации отложений этих комплексов.
Связь нефтегазообразования с цикличностью осадконакопления как геологическим процессом заключается в проявлении нескольких крупных трансгрессивно-регрессивных циклов осадконакопления, обусловливающих повторяемость в разрезе НГБ сингенетично-нефтегазоносных комплексов, коллекторских и экранирующих толщ. Геохимический аспект этого процесса заключается в периодическом возобновлении эмиграции УВ из сингенетично-нефтегазоносных комплексов при погружении каждого из них на глубину, соответствующую необходимому уровню катагенеза. Поэтому повторяемость циклов повышает общий нефтегазоносный потенциал бассейна. При этом достоверно установлено, что во всех случаях формации, обогащенные органическим веществом, чаще приурочены к трансгрессивным частям циклов и, как правило, редко встречаются в регрессивных частях [Успенская, 1967; Максимов и др., 1972; и др.]. Это одна из закономерностей нефтегазообразования, носящая всеобщий характер. Она может быть прослежена на примерах как древних и молодых плит, так и геосинклинальных областей [Крылов, Корж, 1978]. Циклы осадконакопления и цикличность нефтегазообразования при этом зависят не столько от стадийности тектонического развития региона, сколько от размаха в нем и частоты колебательных движений широкого регионального охвата.
Проблема цикличности очень широка по содержанию, сравнительно хорошо разработана, имеет самостоятельное значение и поэтому лишь отчасти затрагивается в настоящей статье.
Нефтегазонакопление и пространственное размещение залежей нефти и газа в большей мере обусловлены другими зависимостями, значитесь но теснее связанными именно со стадийностью тектонического развития. Они вызваны спецификой тектонической и палеогеоморфологичес-кой дифференциации сменяющих друг друга во времени сингенетично-нефтегазоносных комплексов и унаследованием каждым из них некоторых тектонических черт предшествовавшего этапа. Основной результат этого процесса заключается в том, что последовательная, от стадии к стадии тектоническая дифференциация приводит к смене генетических типов и пространственного размещения зон нефтегазонакопления в разрезе ряда смежных сингенетично-нефтегазоносных комплексов.
Структурные соотношения между зонами нефтегазонакопления складываются в процессе стадийного тектонического развития региона. Задача состоит в том, чтобы раскрыть механизм формирования парагенезов структур и ловушек в условиях их самостоятельного одновременного латерального и вертикального группирования, руководствуясь по строением общей и частных моделей развития участка земной коры, так как именно эти модели в первую очередь определяют избирательность поэтажного и поэтапного заполнения ловушек нефтью и газом в процессе миграции и закономерности их пространственного размещения.
В настоящее время в объеме осадочного чехла древних платформ большинство исследователей выделяют преимущественно два составляющих их крупных структурных комплекса — доплитный (авлакогенный, или промежуточный) и плитный, отражающие главные стадии развития платформ. Делаются попытки подразделения доплитного комплекса на два самостоятельных мегакомппекса, выраженных в понятиях о квази и катаплатформенных чехлах, или авлакогенном и промежуточном, и выделения в последнем случае трех основных стадий тектонической эволюции древних платформ.
Геолого-геофизическая освещенность доплитного комплекса Восточно-Европейской платформы и особенно Русской плиты все еще находится на невысоком уровне. В связи с этим представления об основных эта пах осадконакопления и формировании главных типов тектонических структур в доплитную стадию носят весьма схематический характер. Отметим лишь вероятность в ряде случаев наследования рифейскими авлакогенами древних протогеосинклинальных трогов доавлакогенной стадии развития (раннепротерозойской — ?) [Валеев и др., 1969]. Для собственно авлзкогенной рифейско-ранневендской стадии характерна генетическая связь перикратонных опусканий и авлакогенов в пригеосинклинальной зоне плиты [Клубов, 1973]. Эта стадия в целом характеризуется преобладанием динамической обстановки растяжения земной коры.
Начало плитной стадии знаменуется формированием на ее первом крупном поздневендском этапе первичных платформенных синеклиз, которые не были в прямом смысле унаследованы от рифейских авлакогенов, а представляли собой формы, наложенные на всю систему риф тов и полигональных блоков, сложившуюся в конце доплитмой стадии. Возможно, на этом этапе уже проявились напряжения сжатия.
Следующий крупный этап накопления осадков плитного чехла, отделенный от предыдущего длительным ранне-среднепалеозойским континентальным перерывом и характеризующийся началом формирования типичных платформенных антеклиз и синеклиз и зон нефтегазонакоп-ления различных типов, соответствует среднедевонско-раннекаменноугольному трансгрессивно-регрессивному циклу. Начало этого цикла, как и предшествовавшего поздневендского, также сопрождалось образованием крупных синеклиз, наложенных на более древние структуры. Весьма характерной являлась уже упоминавшаяся ранее наложенная Камско-Бузулукская палеосинеклиза, сформировавшаяся в восточной части Русской плиты в течение первой трансгрессивной фазы цикла — в эйфельско-раннефранский его этап. Эта палеосинеклиза и ее бортовые зоны вмещают региональный Волго-Уральский ареал промышленной нефтегазоносности эйфельско-нижнефранской терригенной сингенетично-нефтегазоносной формации. На этом этапе снова происходит формирование различных грабеновых форм и сбросов, характеризующих геодинамическую обстановку растяжения земной коры.
Начало следующего среднефранско-раннефаменского этапа ознаменовалось кардинальной сменой типов дислокаций и динамической обстановки. Полностью прекратили развитие и перешли в погребенное состояние грабеновые формы, а на смену им пришли линейные флексурные складки, возникшие в обстановке сжатия над прибортовыми зонами рифейских или эйфельско-раннефранских грабенов (крупного или среднего размера).
На среднефранско-раннефаменском этапе Камско-Бузулукская палеосинеклиза претерпела существенную тектоническую перестройку, в частности связанную с возрождением некоторых рифейских тектонических швов. Это обусловило наложенный относительно ряда региональных тектонических форм указанной синеклизы характер размещения новообразованных некомпенсированных прогибов Камско-Кинельской системы. Одновременно это вызвало изменение типа и размещения зон генерации углеводородов и зон нефтегазонакопления.
Заключительный этап среднедевонско-раннекаменноугольного цикла, завершившегося в ранневизейское время относительно кратковременным континентальным перерывом, характеризовался постепенным затуханием тектонической дифференциации.
Начало нового крупного тектоно-седиментационного визойско-раннепермского цикла вновь ознаменовалось коренным изменением положения основных зон опускания (крупные впадины), резко сместившихся на восток к Уралу и на юг в Прикаспий. Камско-Бузулукская палеосинеклиза оказалась практически полностью тектонически переработанной, за исключением ее самой южной части, и перешла в погребенное состояние. Вместе стем средне-позднекаменноугольные и раннепермские впадины, по крайней мере восточная Приуральская, как и области максимальных опусканий, формировавшиеся на начальных этапах более ранних циклов, также обнаружили резко наложенный характер относи тельно региональных структур предшествующего среднедевонско-ранневизейского этапа. Это закреплено в современных резко несогласных в плане соотношениях Предуральского краевого прогиба с погребенными прогибами Камско-Кинельской системы и другими более древними региональными палеоформами. Вместе с областями основных прогибаний (впадины) мигрировали и зоны преимущественного накопления органического вещества и вероятной генерации углеводородов, что обусловило появление новых контуров ареалов сингенетичной нефтегазоносности.
Наложенный тип свойствен также и остаточным мезозойско-кайнозойским впадинам восточной части Русской плиты, лишенным промышленной нефтегазоносности.
Таким образом, одним из важнейших результатов стадийно-направленного развития древней плиты и циклического литогенеза явился наложенный характер областей основных прогибаний, развившихся на на чальных этапах каждого нового цикла, относительно структур предыдущего. Это в первую очередь определило отсутствие полного подобия в размещении и форме региональных ареалов промышленной нефтегазоносности ряда сингенетично-нефтегазоносных комплексов. Вторая важная черта заключается в том, что в каждом из таких комплексов размещение залежей нефти и газа и зон нефтегазонакопления определяется особенностями. расположения и характером пространственного группирования ловушек различного генезиса, часто не совпадающими в разных комплексах, а не крупными современными региональными формами-сводами и впадинами.
Пространственно-генетические общности залежей нефти и газа — зоны нефтегазонакопления — в природных резервуарах образуют регионально обособленные ассоциации (системы) сопроисхождения или, частично, сонахождения [Клубов, 1978], принадлежащие как латеральным, таки вертикальным рядам группирования ловушек. В первом случае ловушки сопроисхождения образуются в составе одного и того же природного резервуара (сингенетично-нефтегазоносной комплекс) и генетически относятся к типам терригенно (или биогермно) - аккумулятивных, денудационно-аккумулятивных и эрозионно-останцовых (в процессе развития — эрозионно-тектонических) форм. Эти так называемые неантиклинальные ловушки охватывают обычно узкие стратиграфические интервалы, развиваются за короткий срок и в подавляющем большинстве носят погребенный характер. Генетически они наиболее тесно связаны с постадийной литолого-палеогеографической и палеогеоморфологической дифференциацией осадочного заполнения НГБ.
К ассоциациям ловушек сопроисхождения относятся также вертикальные ряды группирования, охватывающие несколько смежных сингенетично-нефтегазоносных комплесов или весь осадочный разрез бассейна. Это разного рода дислокации — складки и локальные поднятия кон-или постседиментационного развития, относящиеся по типу к тектогенным (антиклинальные ловушки). Они чаще всего принадлежат к сквозным структурам. Тектоническое развитие таких ловушек обычно проявляется в неравномерном по величине и знаку изменении во времени их амплитуд, а пространственное размещение обусловлено региональным планом распределения тектонических напряжений в целом и в каждом отдельном блоке земной коры. Чаще всего эти напряжения разряжаются формированием региональной сети разломов, которым в своем размещении и подчиняются системы дислокационных ловушек, составляющих зоны нефтегазонакопления.
Тектонические зоны нефтегазонакопления могут пересекать разные на разных стратиграфических уровнях зоны атектогенного типа. В узлах пересечения таких зон образуются сложные или комбинированные ловушки. Это ловушки (и зоны) сонахождения.
Следовательно, в отдельных сингенетично-нефтегазоносных комплексах или в структурных этажах существуют самостоятельные пространственно-обособленные зоны нефтегазонакопления тектогенного или палео-геоморфогенного типа, проекции которых могут соотноситься по-разному: не совпадать, пересекаться в плане, частично или полностью совпадать между собой, образуя в последних случаях зоны комбинированного типа. На фоне постадийного развития платформенного чехла все эти зоны нефтегазонакопления характеризуются рядом отличительных черт, которые могут быть наиболее четко вскрыты с помощью некоторых основных моделей.
Первая модель характеризует условия развития сквозных практически по всему разрезу НГБ тектогенных зон нефтегазонакопления [Мкртчян, 1976]. Пространственно и генетически они связаны с рифейскими грабенами и с эйфельско-нижнефранскими унаследованными или наложенными на эти последние крупными и средними грабенообразными палеоструктурами.
Развитие ассоциаций тектогенных ловушек (флексурные складки) проходит две стадии: начальную -растяжение (образование грабена) и конечную — сжатие, вследствие чего развивается до четырех типов валов: внутриграбеновых и надграбеновых, прибортовых и надбортовых.
Со стадией сжатия связано также формирование линейно-прерывистых цепочек поздних горстовидных поднятий. Еще два типа тектогенных зон нефтегазонакопления связаны со структурами растяжения — пашийско-кыновскими микрограбенами и остаточными (ранними) горстообразными формами. Других типов тектогенных зон на древней платформе не обнаружено.
Второй ряд включает ловушки аккумулятивного и эрозионного типа. Терригенные песчаные аккумулятивные ловушки и эрозионные формы формируются главным образом на начальном трансгрессивном и заключительном регрессивном этапах осадочного цикла. Карбонатные органогенные ловушки — различного рода постройки — образуются в основном на средних этапах циклов, в условиях наиболее широких морских трансгрессий, и обычно сопровождают формирование некомпенсированных прогибов. Среди них различают маломощные шельфовые биогермы, сооружения барьерного типа и рифовые массивы островного и атолловидного кольцевого типа.
Шельфовые биогермы генетически связаны с региональными биогермно-карбонатными палеошельфами, закономерно приурочены к их внешним частям, которые характеризуются наибольшей мощностью слагающего карбонатного комплекса. Указанные постройки отсутствуют во внутренней (центральной) части палеошельфа, выделяющейся регионально сокращенными мощностями и стратиграфическим объемом отложений, составляющих шельф.
Сооружения барьерного типа , если они получают развитие, располагаются в краевой зоне шельфа, обращенной к некомпенсированному бассейну. Рифогенные постройки островного и атолловидного кольцевого типов распространены только в пределах некомпенсированных прогибов, где они размещаются в зависимости от конседиментационного палеогеоморфологического и палеотектонического расчленения дна бассейна.
Изложенное позволяет подчеркнуть, что стадийность тектонической эволюции древней платформы находит выражение в последовательной смене генетических типов не только крупных тектонических форм и осадочных бассейнов, обусловливая ход процессов нефтегазообразования, но и малых структур, играющих главную роль в нефтегазонакоплении.
В связи с этим, помимо исследования главных стадий развития платформ, все более очевидной становится высокая научная и практическая значимость анализа существенно более дробных этапов тектонической эволюции и осадконакопления НГБ древних платформ.
Литература
- Валеев Р.Н., Клубов В.А., Островский М.Н. Сравнительный анализ условий формирования и пространственного размещения авлакогенов Русской платформы. — Сов. геол., 1969, № 4.
- Клубов В.А. Палеоструктурный анализ восточных районов Русской платформы. М.: Недра, 1973.
- Клубов В.А. Нефтегазоносные ловушки как система. — В кн.: Поисково-разведочные работы на нефть и газ. М., 1978. (Тр. ИГиРГИ; Вып. 17).
- Крылов Н.А., Корж М.В. Осадочные бассейны молодых платформ (эволюция и нефтегазоносность) . - В кн.: Закономерности формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений. М., 1978. (Тр. ИГиРГИ; Вып. 16).
- Максимов С.П., Еременко Н.А., Ботнева Т.И. и др. О цикличности процессов нефтегазообразования. — В кн.: Губкинские чтения. М.: Недра, 1972.
- Мкртчян О.М. О пространственно-генетической связи тектонических валов с грабенообразными палеоструктурами (на примере Куйбышевского Заволжья) — Докл. АН СССР, 1976, т. 228, №3.
- Успенская Н.Ю. Закономерности распространения нефтегазоносности в платформенном чехле Сибирско-Туранской и Западно-Европейской платформы. — В кн.: Генезис нефти и газа. М.: Недра, 1967.