CC BY
37
М.А. Юнусов
Башнипинефть, г.Уфа
ГЛАВНЫЙ ФАКТОР НЕФТЕНАКОПЛЕНИЯ НА ВОСТОКЕ РУССКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Основная промышленная нефтегазоносность Русской (Восточно-Европейской) платформы сосредоточена на востоке её, в пределах Тимано-Печорской, Волго-Ураль-ской и Прикаспийской нефтегазоносных провинций.
Месторождения Предуральского краевого прогиба, выделенные Н.Ю. Успенской и З.А. Табасаранским (1966) в самостоятельную Предуральскую провинцию, в последующих сводках (Васильев В.Г. (ред.), 1968; Максимов Е.П. (ред.), 1987 и др.) рассматриваются в качестве нефтегазоносных областей в составе Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинции.
Нефтегазоносными в этих провинциях являются палеозойские осадочные отложения. Однако известно, что не всякие осадочные бассейны являются нефтегазоносными. По нашему мнению, основным фактором, превращающим их в нефтегазоносные, является наличие в них некомпенсированных впадин (депрессий).
Главным фактором нефтенакопления на востоке Русской платформы является гигантский Печорско-Каспий-ский пояс разновозрастных некомпенсированных депрессий, протянувшийся на 2000 с лишним км по восточной окраине платформы от Печорского моря на севере до Каспийского на юге, рис. 1 (Юнусов и др., 1996; 1999).
Эти депрессии сформированы в разные эпохи палеозоя. Печорская система, зародившись в ордовикско-ран-недевонское время, получила основное развитие в поздне-девонско-раннекаменноугольнуто эпохи. Камско-Кинель-ская система некомпенсированных впадин Волго-Уральской провинции также является по возрасту позднеде-вонско-раннекаменноугольной (Щербаков и др., 1966; Грачевский, 1959; Мирчинк и др., 1962; Юнусов, 1965).
Предуральская система некомпенсированных краевых прогибов более молодая - это поздний карбон-ранняя пермь. А Прикаспийский малый океан существовал длительное время, по-видимому, с ордовика по раннюю пермь.
Общим для эволюции всех депрессий является превалирующая роль седиментационного фактора в формировании палеогеоморфологического профиля дна палеозойских морей пассивной восточной окраины Русской платформы. Осадконакопление в бассейнах контролируется эвстатическими колебаниями Мирового океана и эпейрогеническими, в меньшей мере, локальными тектоническими движениями (Junusov et al., 1997). Неравномерность же осадконакопления в разных частях аккумуляционно-топографических впадин (по М.М. Грачев-скому) обусловлена расчлененным палеогеоморфологи-ческим профилем их дна (Юнусов, 1966).
В осевых зонах депрессий отложились относительно глубоководные конденсированные известково-глинистые битуминозные (доманикоидные) нефтепроизводящие толщи малой мощности, недокомпенсировавшие общие
погружения пассивной окраины платформы.
В то же время в пределах шельфов Печорской плиты, Камского, Пермско-Башкирского, Татарского, Жигулев-ско-Пугачевского и др. сводов, в условиях крайнего мелководья сформировались мощные слоистые карбонатные толщи, компенсировавшие общие погружения, в целом, единые для всей пассивной окраины Русской платформы (ее палеодепрессий и палеосводов).
Вдоль краевых частей мелководных шельфов на границе с глубоководными депрессиями создавались наиболее оптимальные условия для развития рифовых массивов барьерного типа, а на подводных склонах и отдельных повышенных участках депрессий - одиночных островных рифов и атоллов. В пределах мелководных шельфов широко развиты многочисленные шельфовые биогермы и биостромы.
Наиболее сложными комплексами являются барьерные рифы и атоллы, которые обладают совокупностью характерных рифовых фаций - отложений карбонатно-обломочного рифового шлейфа, рифового гребня, рифового плато и зарифовой лагуны. Ядра рифовых сооружений сложены, в основном, светлоокрашенными биомор-фными известняками, обогащенными рифостроящими водорослями, кораллами и мшанками, а также рифолю-бивыми брахиоподами, криноидеями, фораминиферами.
Фации заполнения, компенсации депрессий представлены терригенными и терригенно-карбонатными образованиями в Печорской и Камско-Кинельской системах и галогенными и молассово-флишоидными - в Преду-ральских краевых прогибах. Компенсирующие толщи часто имеют клиноформное строение, при этом клино-формы все более омолаживаются при прослеживании их от бортов к осевым зонам депрессий.
Закономерное чередование карбонатных и терриген-ных клиноформных линз отражают смену трансгрессивных и регрессивных ритмов осадконакопления. При этом часто терригенные (регрессивные) линзы в сторону мелководного шельфа выклиниваются и здесь не прослеживаются. На шельфе времени их формирования отвечают перерывы. Поэтому разрезы мелководного шельфа являются стратиграфически неполными и состоят лишь из карбонатных (трансгрессивных) циклов.
Таким образом, наличие резко расчлененного палеогеоморфологического профиля дна бассейнов, где четко выделялись относительно глубоководное дно (фондофор-ма, по Ричу), подводный склон (клиноформа) и мелководный шельф (ундаформа), привело к формированию разнофациальных осадков, имевших впоследствии неф-тепроизводящее свойство, коллекторское значение или функцию флюидоупоров.
Решающая регулирующая роль некомпенсированных депрессий в формировании и размещении нефтяных
месторождений всех упомянутых провинций обусловлена благоприятным сочетанием ряда факторов: геохимического, структурно-тектонического, литологического (Юнусов, 1965; 1973; 1997; Юнусов и др., 1988; 1997).
Геохимический фактор проявляется в закономерности образования и миграции углеводородов. Некомпенсированные впадины Печорской, Камско-Кинельской, Предуральской систем и Прикаспийский малый океан сами продуцировали углеводороды, которые в дальнейшем мигрировали по восстанию пластов и трещиноватым зонам и заняли повышенные участки в их бортовых частях и на карбонатных шельфах, сопряженных с впадинами.
Нефтепроизводящими, вероятно, служили конденсированные депрессионные (доманикоидные) фации осевых зон впадин и малого океана, а также терригенные и карбонатно-терригенные толщи их заполнения (Страхов, 1939; Неручев и др., 1986). В настоящее время мало кто сомневается в нефтематеринской роли высокобитуминозных геотермически зрелых доманикоидных фаций. Впервые на совпадение ареала нефтеносности Волго-Уральс-кой провинции и площади развития доманикового горизонта на востоке Русской платформы обратил внимание К.Б. Аширов (1965). Действительно, западнее границы развития доманикоидных фаций позднего девона на Русской платформе сколько-нибудь значительных скоплений углеводородов до сих пор не установлено.
Структурно-тектонический фактор на большей части изученной территории выступает больше как следствие влияния палеогеоморфологического фактора, чем как структуроформирующий результат тектонических движений. Благоприятная палеогеоморфологическая обстановка бортовых зон аккумулятивно-топографических некомпенсированных депрессий и краевых Предуральс-ких прогибов с их широко развитыми барьерными рифовыми массивами и палеосводов с многочисленными шельфовыми биогермами и биостромами способствовала созданию структур облекания и последующего уплотнения, к которым приурочена основная масса залежей нефти и газа (Юнусов, 1965; 1973; 1997). Наиболее наглядно это проявляется в Пермской, Самарской, Оренбургской областях, Башкортостане и в Прикаспии.
Безусловно, важное значение имеют зоны нефтенакопления, приуроченные к системам тектонических дислокаций Русской плиты и взбросо-надвишвым зонам краевых прогибов. Тектонический фактор является определяющим для девонского терригенного нефтеносного комплекса, самого нижнего в разрезе палеозоя. Нефтенакоп-ление здесь контролируется вершинами сводов (Кушкуль-ским, Альметьевским, Шкаповским); погребенными тектоническими валами типа Туймазинского, Серафимовс-ко-Балтаевского, Большекинельского; протяженными гра-бенообразными прогибами подобно Сергеевско-Демско-му, Тавтиманово-Уршакскому, Чекмагушевско-Ермекеев-скому; зонами горстовидных поднятий, такими как Ас-каровско-Бекетовская, Новониколаевско-Черниговская, Волковско-Гуровская и др. (Юнусов и др., 1986).
В Предуральских краевых прогибах нефтегазоносными, кроме барьерных и одиночных рифов, являются взбросо-надвиговые структуры так называемого «кинзе-
булатовского» типа в центральных частях прогибов. Примерами последних являются Саратовское, Табынское, Архангельское, Вуктыльское месторождения.
Грабенообразные девонские прогибы, как и рифейс-кие рифтогенные авлакогены, возникли в периоды растяжения земной коры, а погребенные валы, горстовид-ные и взбросо-надвиговые структуры - в периоды тангенциальных сжатий.
Роль литологического фактора в размещении зон нефтенакопления проявляется в закономерном распределении пород коллекторов и непроницаемых пластов покрышек в генетически едином ряду фаций суши, шельфа, склона и депрессий. Прибрежно-континентальные и прибрежно-морские, мелководно-морские и шельфово-лагунные, рифовые и депрессионные фации располагаются зонами (полосами) от центральных частей палеосводов в сторону осевых частей все более сужавшихся депрессий. Миграция фаций обусловила значительную литологическую неоднородность продуктивных толщ и распределение коллекторов и пород покрышек.
Лучшие карбонатные коллекторы с первичной гранулярной и вторичной пористостью встречаются среди шельфовых и рифовых фаций бортовых зон. Гранулярные коллекторы совершенно отсутствуют среди отложений депрессионных фаций. Здесь встречаются лишь трещинные и кавернозно-трещинные коллекторы.
Надежные зональные покрышки чаще наблюдаются среди клиноформенных образований, где они представлены чередующимися линзами глинистых пород и мергелей, реже - на обширных шельфовых пространствах палеосводов в виде плотных глинистых известняков и мергелей, и совсем редко - в зонах барьерного рифооб-разования. По-видимому, именно этим объясняется, что барьерные рифовые гряды сами не являются продуктивными и образуют лишь крупные структуры облекания, к которым приурочены известные большие скопления нефти в вышележащих отложениях (Арлано-Дюртюлинс-кое, Ярино-Каменноложское и др.).
В заключение подчеркнем, что только наличие гигантского Печорско-Каспийского пояса некомпенсированных депрессий с их высокобитуминозными геотермически зрелыми нефтегазоматеринскими толщами доманикового типа привело к формированию известных нефтегазоносных провинций востока Русской платформы.
Литература
Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Поволжья. Тр. Гипровосток-нефть. М. Недра. Вып. VIII. 1965. 179.
Грачевский М.М. Особенности строения и формирования Камско-Кинельской впадины в Куйбышевском Заволжье и Татарии. ДАН СССР. т. 125. №6. 1959.
Мирчинк М.Р., Хачатрян P.O., Миртчян О.М. Тектоника и происхождение Камско-Кинельской системы прогибов. Вопросы тектоники нефтегазоносных областей. ИГИРГИ. 1962. 86—101.
Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Земеченко И.А. Нефтегазообразова-ние в отложениях доманикового типа. Тр. Мингео СССР, ВНИГРИ. Л. Недра. 1986. 247.
Страхов Н.М. Доманиковая фация Южного Урала. Тр. ИГН. Вып. 16. 1939. 121.
Щербаков O.A., Пахомов И.В., Шаронов Л.В., Юнусов М.А., Чу-вашов Б.И., Софроницкий П.А. Палеотектоника и фации позднего девона и раннего карбона западного склона Среднего и Южного Урала и Приуралья. Литология и полезные ископаемые. № 2. 1966. 87-98.
Печерское море
о.Калауе<
Нарья^Мар
Йошкар-Ола
Kgacypj
Казань 1
Уральск.
Актюбинск
Каспш
море
Юнусов М.А., Лозин Е.В., Кузнецов Ю.И. Основные закономерности размещения залежей нефти и газа в Башкирии. Тр. Башнипи-нефть. Уфа. Вып. 74. 1986. 21-29.
Юнусов М.А. Особенности строения Камско-Кинельской системы прогибов и их влияние на нефтеносность карбонатных отложений девона и карбона Северной Башкирии. Тр. Кам. филиала ВНИГНИ. М. Вып. ХЬУ1. 1965. 147-150.
Рис. 1. Обзорная карта некомпенсированных прогибов востока Русской платформы.
Прогибы верхнедевонско-нижнекаменноугольные:
А. Печорская система; Б. Камско-Кинельская (с севера на юг):
а - Касибский и Кизеловский; б - Шалымско-Калининский;
в - Сарапульский; г - Фокинский; д - Можгинский;
е - Актаныш-Чиишинский; ж — Инзеро-Усольский;
з - Нижнекамский; и - Усть-Черемшанский; к - Муханово-
Ероховский.
Депрессии Предуральского краевого прогиба: I - Косью-Роговская; II - Верхнепечорская; III - Соликамская; IV - Юрюзано-Сылвенская; V - Вельская; VI - Мраковская.
осевые зоны
внутренние прибортовые зоны внешние прибортовые зоны
Юнусов М.А., Масагутов Р.Х., Архипова В В.. Юнусова Г.М. Эволюция осадконакопления на востоке Русской платформы в палеозое. Тез. докл. Межд. конф. «Закономерности эволюции земной коры». СНИИЗК. 1996. 127.
Юнусов М.А. Основные закономерности осадко- и нефтенакоп-ления на востоке Русской плиты. Тез. докл. XVГубкинских чтений. М. 1999. 151-152.
Юнусов М.А. Палеогеоморфологические условия Среднего и южного Приуралья на рубеже девонского и каменноугольного периодов в связи с изучением нефтеносности Башкирии. Вопросы региональной палеогеоморфологии. Уфа. 1966. 137-139.
Юнусов М.А. О влиянии Камско-Кинельской системы депрессий на распределение и методику поисков нефтяных скоплений в Башкирии. Тр. Башнипинефть. Уфа. Вып. 33. 1973. 37-43.
Юнусов М.А., Архипова В В., Тюрихин A.M., Хасанов В.Х. Камско-Кинельская система прогибов - основное направление геологоразведочных работ. Тр. Башнипинефть. Вып. 77. 1988. 14-21.
Юнусов М.А. Роль некомпенсированных прогибов в нефтенакоп-лении на востоке Русской платформы. Геология и современность. Тез. докл. юбилейной конф. Казань, геофак КГУ, 1997. 171-172.
Junusov М. A., Masagutov R. Kh., Arkhipova V. V., Junusova G. M. Devonian sea-level changes in the platform region of Bashkortostan. Conner Forschungsinstitul Senckenberg (CFS). 1997. 65-73.
