НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ КРАЕВЫХ ЧАСТЕЙ ПЛАТФОРМ

 

Нефтегазоносные бассейны краевых ча­стей платформ представляют собой части платформ, втя­нутые в глубокое погружение в связи с образованием предгорных прогибов молодых складчатых горных сооружений.

В связи с глубоким погружением крупные элементы складча­того фундамента нередко оказываются погребенными на большой глубине и, будучи перекрытыми молодыми отложениями, никак не проявляются ни в структуре отложений, заполняющих бассейн, ни в современном рельефе.

В качестве типичного примера такого нефтегазоносного бас­сейна можно привести область глубокого погружения земной коры на юго-восточной окраине Русской платформы. Эта террито­рия, именуемая Северо-Каспийской впадиной (см. рис. 1), построена очень сложно и не может быть отчетливо ограничена со всех сторон.

 

 

Рис. 1. Основные структурные элементы Северо-Каспийского бассейна и его обрамления   (И. О. Брод и А. Г. Злизина, 1951).

а — складчатые сооружения на поверхности; б — срезанные до корней складчатые сооружения; в — предполагаемое продолжение сооружений; г — основные прогибы; д — зоны поднятий и структурных террас на склонах бассейна; е — флексуры; I — Ураль­ское сооружение; II — Уфимское поднятие и его погруженные продолжения; III — Ман­гышлак; IV — Туаркыр; V — Узени-Ичкинский кряж; VI — Воронежский свод; VII — Донбасс; VIII — Азово-Подольский массив; 1 — Узени-Иргизская впадина; 2 — Хобдинско-Аралсорская впадина; 3 — Моршанско-Баландинская впадина; 4 — Днепровско-Донецкая впадина.

 

 

Она (впадина) объединяет в связи с глу­бочайшим погружением земной коры прилегающие к ней разно­возрастные по времени образования, крупные структурные подня­тия и прогибы. Так, с севера и северо-запада склоны Северо-Каспий­ского нефтегазоносного бассейна ограничены Центральным сво­дом Русской платформы, где непосредственно на докембрийском фундаменте залегают девонские отложения, покрываемые каменно­угольными и пермскими отложениями. С северо-востока в этот бас­сейн погружается зона Рязаново-Охлебининских поднятий, про­должение которой намечается в области южных отрогов Общего Сырта в виде сильно сглаженного Узени-Ичкинского кряжа. К северу от этого кряжа располагается Узени-Иргизская мульда, заполненная не только палеозойскими, но и мезозойскими отложе­ниями. Очень большой мощности мезозойские отложения дости­гают в Хобдинско-Аралсорской впадине, расположенной к югу от Узени-Ичкинского кряжа, где они покрываются третичными отложениями. С запада в Северо-Каспийскую впадину погружается Воронежское сводовое поднятие. Моршанско-Баландинский про­гиб, отделяющий Воронежский свод от Центрального свода Рус­ской платформы, открывается в Узени-Иргизскую мульду. Днепровско-Донецкий прогиб, отделяющий Воронежский свод от Азово-Подольского массива, переходит в восточном направлении в Преддонецкий прогиб, открывающийся еще восточнее через узкое горло Сталинградского пролива в Хобдинско-Аралсорскую впадину. Последняя с востока ограничена западным склоном Урала, а с юга его погребенным продолжением (см. рис. 1). Благодаря очень большому молодому меридиональному погружению, в центре которого расположено Каспийское море, все широтные структур­ные элементы, даже такие крупные, как Уральское и Мангышлакское сооружения, оказались погребенными. Огромное погружение привело к тому, что южное ограничение Северо-Каспийского нефте­газоносного бассейна выражено неотчетливо и он почти сливается со Средне-каспийским бассейном.

 

Диапазон битумообразования и нефтегазонакопления в Северо-Каспийском бассейне очень велик. Нефтематеринские формации, с которыми связаны и нефтегазоносные свиты, доказаны в север­ной половине бассейна для девонских, каменноугольных и пермских отложений. В этих отложениях известны пластовые сводовые и ли­тологически экранированные, а также массивные залежи нефти и газа в ряде зон нефтегазонакопления на северном и северо-западном борту бассейна: Саратовская, Жигулевская, Бугульминская, Туймазинская, Большекинельская, Малокинельская и дру­гие зоны.

К тем же отложениям приурочены залежи в зонах Доно-Медведицких подня­тий, оконтуривающих вос­точную периклиналь Воро­нежского свода.

В районе Узени-Ичкинского кряжа в юрских отложениях распространены горючие сланцы и породы, обладающие повышенным содержа­нием рассеянных битуминозных веществ. На южном борту Хобдинско-Аралсорского прогиба в Урало-Эмбенском районе в мезозойских отложениях обнаружены залежи нефти и газа, связанные с солянокупольными поднятиями.

 

Многочисленные солянокупольные поднятия распространены на всем протяжении Хобдинско-Аралсорского прогиба. Кроме того, возможно обна­ружение многочисленных залежей в мезозойских отложениях в зонах выклинивания и несогласного перекрытия на склонах погребенных сооружений Урала и Узени-Ичкинского кряжа, а также на западном борту впадины на восточном склоне Доно-Медведицких поднятий.

Выходы тяжелой нефти на северном борту Северо-Каспийского бассейна, в районах, расположенных между Волгой и Уралом, были известны издавна, но им не придавалось значения. В дорево­люционное время прогноз о возможной нефтеносности девонских отложений был сделан профессором Московского университета акад. А. П. Павловым.  И. М. Губкин обосновал проблему нефтегазоносности Волго-Уральской терри­тории и возглавил широкие поисково-разведочные работы в этих районах.

Между Волгой и Уралом и на правобережье Волги были созданы нефтедобывающие центры и газодобывающая промышленность, снабжающая газом Москву и другие крупные города. Парал­лельно развивалась и нефтедобывающая промышленность в юго-восточной части Северо-Каспийского бассейна, в междуречье рек Урала и Эмбы, где ведется добыча нефти из недр многих солянокупольных месторождений. Предстояло открытие новых зон нефтегазонакопления с залежами мезозойских отложений на склонах и на юго-западной периклинали Узени-Ичкинского кряжа, а также на западном и южном бортах бассейна. Не исключено обнаружение скоплений нефти и в третичных отложениях в области наибольшего погружения, выполненной палеогеновыми и неогеновыми отложе­ниями.

На примере Северо-Каспийского нефтегазоносного бассейна видно, что в областях интенсивного погружения краевых частей платформ при сглаженном рельефе поверхности наблюдается весьма сложное расчленение бассейна на глубине. Бассейн на глубине распадается на разнородные по структуре крупные прогибы и погребенные поднятия.

 

 

Нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива – один из крупнейших на земной шаре. Он приурочен к обширной впадине, внутренняя наиболее погруженная область которой покрыта водами Мексиканского залива. Окружающая последний материковая окраина бассейна располагается на территории главным образом США и Мексики, а также очень незначительными своими частями — на территории Гватемалы, Белиза и Кубы.

 

Юго-западным и южным обрамлением бассейна служат элементы складчато-глыбовой системы Кордильер: на западе — ларамиды зоны Сьерра-Мадре-Ориенталь, на юге, в районе п-ова Юкатан — субширот­ное продолжение этой зоны. На юго-востоке граница бассейна выра­жена крупным разломом, проходящим параллельно восточному побе­режью п-ова Юкатан и далее к северному побережью о-ва Куба, где бассейн обрамлен Кубинско-Северогаитянским мегантиклинорием кай­нозойского возраста. Восточнее о-ва Куба граница бассейна делает резкий изгиб и, поворачивая на северо-запад, следует по Багамскому поднятию, далее на свод Окала во Флориде и затем к юго-западной окраине обнаженной Аппалачской складчатой системы. В северной час­ти бассейн примыкает по резкому структурному седлу к Предаппалачскому, а по своду Паскола — к Иллипойскому бассейнам, восточнее ограничен склоном антеклизы Озарк. Северо-западная граница бассейна охарактеризована при описании Пермского и Западного Внутрен­него бассейнов.

 

На севере бассейна выделяются краевые прогибы Уошитской и Аппалачской складчатых систем. Крайний западный элемент этой зоны — выходящий на дневную поверхность предуошитский прогиб Аркома (Арканзасский), а крайний восточный -прогиб Блэк-Уорриор. На значительном протяжении зона краевых прогибов перекрыта наложен­ной на палеозойские отложения Миссисипской гемисинеклизой, сфор­мированной полого залегающими мезозойскими и кайнозойскими поро­дами. В прогибе Аркома на внутреннем борту осадочные толщи смяты в крутые складки, разбитые разрывами. В этом прогибе мощность па­леозойских отложений достигает 9 км. Песчано-аргиллитовая угленос­ная толща среднего Пенсильвания (до 6 км) покрыта терригенным комплексом верхнего Пенсильвания (до 2 км) и подстилается кембрий­скими — нижнепенсильванскими терригенно-карбонатными отложени­ями.

 

Впадина Мексиканского залива занимает наибольшую часть рас­сматриваемого бассейна. В плане она имеет округлую форму с диамет­ром до 1800 км. Основная средняя часть впадины располагается под водами одноименного залива, в котором выделяются зона шельфа, континентальный склон и глубоководная котловина Сигсби, ограничен­ная крутыми уступами Сигсби, Флорида и Кампече. Континентальная окраина впадины, выделяющаяся в США и Мексике под названием Галф-Кост, входит в состав эпигерцинской Северо-Американской плиты {рис. 35).

 

Рис. 35. Северная часть НГБ Мексиканского залива.

Складчатость: а — докембрийская (Л—выступ Ллано, антеклиза Озарк), б — каледонско-герцинская (An — Аппалачи), в — герцинская (Ма — поднятие Маратон, У - складчатое сооружение Уошито), г — ларамийская; д — аконсервационная зона; границы бассейна: е — со смежными бассейнами, ж — с внебассейновыми пространствами; з — области распространения в Мексиканском заливе соляных диапиров; и — погребенный фронт палеозойских складчатых систем; к — краевые прогибы: Ар - Аркома, П — Паррас; л - своды и поднятия: 1 — Сан-Маркос, 2 — Себин, 3 — Монро, 4 — Джексон, 5 — Уиггннс, 6—Нашвилл, 7 Паскола, 8 — Тамаулипас, 9 — Коауила, 10 — Эль-Бурро-Пикачос; м — оси прогибов: 11 Рио-Гранде, 12 — Северо-Луизианского, 13 — Миссисипского, 14 — Миссисипской гемисинеклмлы, 15 Блэк-Уорриор; н — прогибы: 16 Тайлер, 17 — Сабинас, 18 — Бургос; о - зоны разломов: 19 — Балконес, 20 — Люлинг-Дарст-Крик, 21 – Мексиа -Талко, 22 — Южно-Арканзасская, 23 — Пикенс-Джильбертаун; п — крупные сбросы: 24 - Сэм-Фордайс-Взндербилт, 25 — Типитайт-Батон-Руж; р — ареалы зон нефтегазонакопления; с — зоны нефтегазонакопления; месторождении: т — газовые и газоконденсатные, у — нефтяные и газонефтяные; ф — мезозойский кайнозойский платформенный чехол над краевыми прогибами палеозоид и на склоне докембрийской платформы; х— изобаты, м; ПРА — Предаппалачский бассейн.

 

 

Строение впадины наиболее хорошо изучено в ее северной части (Галф-Кост, США). Здесь герцинское складчатое основание региональ­но погружается к Мексиканскому заливу. Платформенный осадочный чехол образует в целом обширную и пологую моноклиналь. Структура последней осложнена погребенными поднятиями, прогибами и зонами региональных разломов. Основные зоны разломов группируются в два пояса — Северный и Южный. Северный состоит из следующих зон ре­гиональных разломов: Балконес и Люлинг-Дарст-Крик на северо-запа­де, Мексиа-Талко на северо-западе и севере, Южно-Арканзасской на севере и Пикенс-Джильбертаун на юго-востоке. Южный пояс также включает ряд зон региональных разломов — сбросов, из которых наи­более значительные Сэм-Фордайс-Ваидербилт в северо-западной части пояса и Типитайт-Батон-Руж — в средней. Местами разломы в этом поясе замещаются флексурами.

Между Северным и Южным поясами разломов обособляется ряд поднятых и погруженных элементов. Первые представлены (с запада на восток) поднятием Сан-Маркос, сводами Себин и Монро, поднятия­ми Джексон и Уиггинс. Самые крупные из них своды Монро и Себин. Диаметр последнего равен 150 км. Наибольшей вертикальной амплиту­дой характеризуется поднятие Джексон (около 300 м по подошве ниж­него мела).

В северо-западной части Галф-Коста находится прогиб Рио-Гранде, открывающийся на юго-восток в Мексиканский залив. Еще три проги­ба — Тайлер (Восточно-Техасский), Северо-Луизианский и Миссисипский — располагаются соответственно западнее свода Себин, между сводами Себин и Монро и между сводом Монро и поднятием Уиггинс.

 

 

Для Галф-Коста характерно значительное развитие соляных диапиров —штоков с солью, иногда прорывающей весь разрез (рис. 36). Соляные штоки образуют в осадочном чехле округлые или эллиптиче­ские в горизонтальном сечении колонны диаметром 0,8—9 км и высо­той предположительно до 10 км. В зависимости от степени внедрения штоков в надсоленосный осадочный чехол их своды находятся на раз­личных глубинах (закрытые соляные диапиры) или достигают земной поверхности (открытые диапиры). В кровле штоков присутствует кепрок. В некоторых куполах кепрок, иногда вместе с каменной солью, формирует карнизы («оверхэнги»), нависающие над соляными штоками. В закрытых диапирах отложения, покрывающие кровлю соляного што­ка, обычно разбиты многочисленными сбросами, которые иногда обра­зуют надсводовые грабены. В шельфовой части Галф-Коста наряду с соляными диапирами установлены и глиняные диапиры.

Строение центральной глубоководной части впадины Мексикан­ского залива изучено недостаточно. От Галф-Коста на юг мощность осадочного чехла убывает и в котловине Сигсби не превышает 5—6 км, а еще южнее, к Юкатанскому поднятию, она сокращается до 1—3 км. В котловине Сигсби, главным образом около уступа Кампече, геофизическими работами выявлены многочисленные локальные поднятия, боль­шинство которых выражено в рельефе морского дна. Скважина, зало­женная на одном из таких поднятий при глубине моря 3572 м, вошла в кепрок, насыщенный нефтью и газом.

Разрез осадочного чехла Галф-Коста наиболее изучен в его северной части. Здесь он начинается красноцветными отложениями предполо­жительно пермского — триасового возраста мощностью около 2 км,

 

 

покрывающими герцинское складчатое основание. Выше залегает толща эвапоритов (200 м), относящаяся скорее всего к верхнему триасу — средней юре. Верхняя юра представлена известняками и терригенными образованиями. Общая мощность юрских пород оценивается в 2,5 км. Нижний мел выражен базальной пачкой песчаников, остальная часть мела — преимущественно карбонатными породами. Мощность меловых отложений в северной части Галф-Коста определяется в 2900—3900 м. Кайнозойские отложения на западе Галф-Коста представлены пре­имущественно карбонатными породами, а в остальной его части — гораздо более мощными терригенными толщами. В области их распро­странения с севера на юг глинисто-песчаные аллювиальные, дельтовые и лагунные отложения сменяются все более глубоководными морскими, в которых возрастает содержание глин. Максимальная мощность па­леогена отмечается в прибрежных районах штата Техас (до 9 км), неогена – у побережья (около8 км), а плейстоцена – южнее побережья штата Луизиана, у внешней окраины шельфа (до 3 км). Общая мощность осадочного чехла возрастает в Галф-Косте к Мексиканскому заливу, достигая наибольших значений на побережье штата Луизиана и в смежной части шельфа. Южнее, пределах континентального склона над выявленным геофизическим выступом фундамента мощность осадочного чехла значительно сокращается.

 

Заключение

 

В настоящее время в мире выявлено более 200 нефтегазоносных бассейнов. По мере расширения фронта поисковых работ количество таких бассейнов будет возрастать за счет обнаружения промышленных скоплений нефти и газа в бассейнах, которые пока оцениваются в качестве потенциально или возможно нефтегазоносных и составляют не менее 250. Соответственно общее количество новых месторождений должно превысить количество уже открытых.

 

 

 

ЛИТЕРАТУРА

1. Основы геологии нефти и газа. Брод И.О. Еременко Н.А. Москва, 1957.

2. Геология и Геохимия нефти и газа. Б.А. Соколов О.К. Баженов. МГУ, 2000.

3. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. И.В. Высоцкий и др. Москва, 1990.