CC BY
17
УДК 551.24:552.54 (470.13)
DOI: 10.19110/2221-1381-2015-10-3-10
РОЛЬ ТЕКТОГЕНЕЗА В ФОРМИРОВАНИИ КОЛЛЕКТОРОВ НИЖНЕПАЛЕОЗОЙСКИХ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ПОДНЯТИЯ ЧЕРНЫШЕВА
Т. В. Майдль, И. И. Даньщикова
Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар [email protected], [email protected]
Изучены разрезы нижнепалеозойских (O3-D1) карбонатных отложений по керну скважин, вскрывших Тальбейский блок надвигового сооружения поднятия Чернышева. Связанные с тектоническим стрессом преобразования пород (уплотнение, перекристаллизация) привели к существенному сокращению и переформатированию их пустотного пространства. Лишь в локальных зонах растяжения уменьшение общего объема пустот компенсировалось развитием трещин и формированием пустот выщелачивания. Сделана попытка объяснения различия морфологии одновозрастных коллекторов из различных блоков поднятия характером тектонических напряжений.
Ключевые слова: надвиговые зоны, постседиментационные изменения, коллекторские свойства, карбонатные породы, нижнепалеозойские отложения (O3-D1), поднятие Чернышева.
ROLE OF TECTOGENESIS IN FORMATION OR RESERVOIRS OF LOWER PALEOZOIC CARBONATE DEPOSITS IN CENTRAL PART OF CHERNYSHEV RIDGE
T. V. Maydl, I. I. Danshikova
Institute of Geology Komi SC UB RAS, Syktyvkar
Lower Paleozoic (O3-D1) carbonate deposits were studied from boreholes drilled Talbeysky block of overthrust blocks of Chernyshev Ridge. The rock transformations, related to tectonic stress (compaction, recrystallization), resulted in considerable reduction and reformatting of their voids. Only in local extension zones the reduction of general volume of the voids was compensated by fracturing and weathering pit formation. We made an attempt to explain the difference of morphology of coeval reservoirs of various uplift blocks from the character of tectonic stress.
Keywords: overthrust zones, postsedimentation changes, reservoir features, carbonate rocks, Lower Paleozoic (O3-D1), Chernyshev Ridge.
Введение
В последние годы в результате снижения нефтедобыти из разрабатываемых крупных месторождений и сокращения числа разведанных традиционных объектов нефтегазовые компании уделяют больше внимания районам сложного геологического строения, к числу которых относятся складчато-надвиговые зоны. В Тима-но-Печорском регионе одним из таких объектов является гряда Чернышева, перспективы карбонатного нижнепалеозойского нефтегазоносного комплекса (НГК) которой до сих пор неясны.
Как известно, оценка НГК базируется на ряде параметров, в том числе и на оценке качества входящих в его состав природных резервуаров. В настоящее время для оценки карбонат-
ный резервуаров широко используются методы секвентного и/или цикло-фациального анализа, позволяющие моделировать строение резервуаров, то есть прогнозировать пространственное положение толщ с различным экранирующим и аккумулирующим потенциалом. Однако при моделировании резервуаров складчато-надвиговых зон необходимо учитывать фактор тектонического стресса, так как карбонатные породы весьма подвержены связанным с ним изменениям гидрохимических и гидродинамических условий.
Гряда Чернышева (рис. 1, А) представляет собой сложную веерообразную структуру во фронтальной части Косью-Роговской пластины, сформированную в результате послойного срыва по верхнеордовикс-
ким соленосным отложениям. У поверхности этот срыв выражен дугообразным Западно-Чернышевским взбросонадвигом и встречнопадаю-щим Восточно-Чернышевским ретро-надвигом [12, 13]. Центральная часть поднятия Чернышева имеет сложное строение. Тальбейская и Шаръю-За-остренская чешуи характеризуются в осевык зонах крупными одноименными синклиналями, выполненными образованиями орогенного комплекса, и обрамлены по краям антиклинальными дизпликатами из интенсивно смятыгх палеозойских карбонатный пород [2]. Северная центрикли-наль Шаръю-Заостренской синклинали и южная Тальбейской приурочены к наиболее узкой зоне в области интенсивных дислокаций поднятия Чернышева, известной как Адакская
Рис. 1. А — тектоническое районирование Тимано-Печорского бассейна седиментации (по: Малышев, 2002); Б — карта-схема тектонического районирования севера ТПП (составлено с изменениями по: Острижный, 1999).
Условные обозначения: 1—4 — границы тектонических элементов: 1 — надпорядковых (I —Печорская синеклиза), 2 — I порядка (II3 — Ко-сью-Роговская впадина, II4 — поднятие Чернышева), 3 — II порядка (I5_3 — Колвависовская ступень, I54 — Сандивейское поднятие, I55 — Макариха-Салюкинская антиклинальная зона, I56 — Цильегорская депрессия, I61 — вал Сорокина, I62 — Морейюская депрессия, I63 — вал Гамбурцева, I65 — Верхнеадзьвинская депрессия, II24 — Падимейская зона, II31 — Кочмесская ступень, II32 — Абезьская депрессия, II42 — Хоседаюский вал, II43 — Адзьвинская депрессия, II44 — Тальбейский блок), 4 — граница поднятия Чернышева; 5 — нефтяные месторождения; 6—9 — структуры: 6 — выведенные из бурения, 7 — выявленные, 8 — находящиеся в бурении, 9 — подготовленные
Fig. 1. А — Tectonic zoning of the Timan-Pechora basin sedimentation (according to [Malyshev, 2002]); B — Tectonic map north of the
Timan-Pechoraprovince (according to [Ostrizhny, 1999], with additions).
Legend: 1—4 — boundaries of tectonic elements: 1 — superorder (I —Pechora syneclise), 2 — I order (II3 — Kosyu-Rogovskaya depression, II4 — uplift Chernyshev), 3 — II order (I53 — Kolvavisovskaya stage, I54 — Sandiveyskoeuplift, I55 — Makarikha-Salyukinskaya anticlinal zone, I56 — Tsilegorskaya depression, I61 — rampart Sorokin, I62 — Moreyyuskaya depression, I63 — rampart Gamburtseva, I65 — Verhneadzvinskaya depression, II2-4 — Padimeyskaya zone, II3-1 — Kochmesskaya stage, II3-2 — Abezskaya depression, II4-2 — Hosedayuskoerampart, II43 — Adzvinskaya depression, II44 — Talbeysky block), 4 — boundary of upliftChernyshev; 5 — oil deposits; 6—9 — the structure: 6 — drilling in completed, 7 — identification, 8 — are
in drilling, 9 — prepared
чешуя [11]. Это зона в некоторых современных тектонических схемах выделяется как самостоятельный тектонический элемент II порядка — Адак-ский блок [8] или Адакская складча-то-надвиговая зона [1]. Обобщение современных представлений о тектоническом строении центральной части поднятия Чернышева, к которой приурочена Адакская площадь, проведено на основе материалов В. Н. Данилова, В. В. Иванова, А. А. Гудель-ман и др. [2]. Согласно этим авторам, центральная часть поднятия Чернышева представляет сочетание крупных тектонических пластин противоположной вергентности. Пластины сформированы надвиговыми дислокациями, на глубине сходящимися к единой поверхности скольжения, приуроченной к верхнеордовикским эвапоритовым отложениям. Фронтальные зоны пластин интенсивно дислоцированы и формируют многообразие чешуйчато-складчатых припо-
верхностных структур третьего -четвер -того порядка [2, рис. 2, 3, стр. 7—8]. Тыловые зоны пластин осложнены складками, но более крупными, простыми и пологими. На большей части Адакской площади закартированы Тальбейская и Воргамусюрская тектонические пластины. Тальбейская пластина характеризуется восточной вер-гентностью. Ее фронт является аллохтоном для осадочной толщи, которая, в свою очередь, формирует фронт Воргамусюрской пластины западной вергентности [2, рис. 2, 3, стр. 7—8]. Наряду с надвигами и взбросонадви-гами в строении поднятия существенное участие принимают и сдвиговые деформации [10, 11].
Нефтеносность ордовикско-нижнедевонского НГК северных и южных территорий гряды Чернышева установлена открытием залежей на Усино-Кушшорской, Южно-Степ-ковожской, Заостренской и Хосе-даю-Неруюской площадях в конце
ХХ века. Данные о нефтегазоносно-сти комплекса в центральной части поднятия Чернышева были получены сравнительно недавно, в результате обобщения материалов бурения поисково-оценочных скважин 1-, 2-Адакские, 1 -Харутамылькская (рис. 1, Б) коллективом сотрудников и специалистов ФТУГ «ВНИГРИ» [32]. Ими было уточнено тектоническое строение территории, особенности состава и свойств РОВ и нефтяных флюидов, дана оценка качества коллекторов. Положительная оценка перспектив нефтеносности ордовик-ско-нижнедевонского комплекса площадей центральной части поднятия Чернышева обосновывается среди прочего и наличием здесь средне-и низкоемких коллекторов [2]. Однако авторы констатируют, что «в сложно построенной складчато-надвиго-вой структуре зоны сочленения Таль-бейского, Адакского и Шаръю-Заос-тренского блоков поднятия Черны-
шева пробуренными скважинами не удалось в полной мере оценить неф-тегазоносность Адакской площади. Выявленные залежи нефти не проявили себя высокими дебитами» [2, с. 26]. Причинами «неполучения промышленных притоков» авторы называют «изменчивость палеоусловий седиментации... вкупе с надвиговым устройством современного структурного плана; сложное строение контактовой зоны аллохтонного и под-надвигового блоков. создающие несовместимые горно-геологические условия строения скважин. и большой процент некачественного опробования» [2, с. 26—27].
Наряду с упомянутыми выше причинами хотелось бы отметить также недостаточное, на наш взгляд, внимание исследователей к оценке характера и особенностей развития систем трещиноватости пород данной территории, так как именно трещинное пустотное пространство определяет фильтрационные свойства коллекто-
ров сложного типа, к которым и относятся большинство карбонатных коллекторов.
Результаты исследований
и обсуждение
Нами проводилось исследование влияния характера тектонических деформаций на формирование карбонатных коллекторов нижнепалеозойского 03-В1-комплекса на примере ряда разрезов Адакской площади гряды Чернышева. Был описан и проанализирован на наличие признаков проявлений тектогенеза керн скважин 1- и 2-Адакские и 1-Харутомылькская, любезно предоставленный нам сотрудниками ОАО «ТП НИЦ» и ООО «Газпром переработка». Всего по трем скважинам было проанализировано 85 образцов керна и 95 петрографических шлифов пород. Необходимые для обсуждения данные о результатах опробования скважин и петрофизических свойств пород-коллекторов приводятся нами по работе В. Н. Данилова и др. [2].
Как отмечалось выше, на Адак-ской площади закартированы Таль-бейская и Воргамусюрская тектонические пластины. Фронт Тальбейской пластины, характеризующейся восточной вергентностью, является аллохтоном для осадочной толщи, которая, в свою очередь, формирует фронт Воргамусюрской пластины западной вергентности. Скважинами вскрыт разрез Тальбейской пластины (аллох-тонная часть разрезов скв. 1-, 2-Адак-ские) и погребенная часть Воргаму-сюрской пластины (автохтонная часть разреза скв. 2-Адакская). Скважина
1-Харутомылькская характеризует дальнюю тыловую зону этой пластины (рис. 1, Б) [2].
Основание аллохтонной части разреза исследуемых скважин 1- и
2-Адакские представлено мощной (1075—930 м) толщей сульфатно-кар-бонатно-галогенных брекчий проскальзывания — интенсивно дислоцированных и брекчированных гли-нисто-алевритистых доломитов и до-
Рис. 2. Литологический разрез скв. 1-Адакская (составлено с дополнениями и изменениями по: Данилов и др., 2011). Fig. 2. Lithological section of skv.l-Adakskaya (according to [Danilov et al., 2011], with additions)
ломит-ангидритов (отложений эвапо-ритового типа), цементируемых эпигенетическими галитом и ангидритом (рис. 3). В автохтоне одновозрастные толщи бурением не вскрыты.
Силурийские отложения и в автохтонном, и в аллохтонном блоках, вскрытых этими скважинами, представлены толщей разнообразных по структуре, в различной степени доло-митизированных известняков и вторичных доломитов.
В строении нижнедевонских толщ, вскрытых скважинами 1- и 2-Адакские и в аллохтонной, и автохтонной частях толщи участвуют преимущественно доломиты с редкими прослоями аргиллитов. Нижнедевонские толщи в автохтоне имеют большую стратиграфическую полноту разреза (рис. 2, 3).
Скважиной 1 -Харутамылькская вскрыта только аллохтонная часть разреза (рис. 4). Здесь отложения нижнего девона (160 м) согласно залегают на породах верхнего силура и с размывом перекрыты глинисто-карбонатными отложениями верхнего девона. Ордовикские и большая часть силурийских отложений скважиной не вскрыты.
Признаки нефтеносности ниж-недевонско-верхнесилурийских толщ в ходе буровых работ были установлены в автохтонной части разреза скв. 2-Адакская и аллохтонной скв. 1-Ха-рутомылькская. Опробованием в процессе бурения скв. 1-Адакская получены притоки пресной (Б2) и слабо-минерализованной (Б1) воды. Интервалы опробования верхнеордовикских отложений в обеих адакских скважинах оказались непроницаемыми [2].
В скв. 2-Адакская притоки нефти получены при перфорации эксплуатационной колонны в интервале нижнедевонских и верхней части верхнесилурийских отложений (дебитом 0.4—0.8 м3/сут по подъему уровня). В скв. 1-Харутомылькская выявленная нефтеносность приурочена к нижнедевонским отложениям — доломитам и доломитизированным известнякам, кавернозным и трещиноватым. Из двух интервалов опробования нижнедевонской толщи в открытом стволе получены притоки сильногазированного бурового раствора с пленками нефти объемом 0.177 м3 за 140 мин и 0.18 м3 за 420 мин [2].
В связи с низкодебитными притоками, полученными при испытаниях, промышленная значимость залежей осталась невыясненной. Возможными причинами установленной по результатам опробования низкой проницаемости пород нефтенасыщенных интервалов разреза считают вскрытые скважинами «недостаточно благоприятные для формирования первичной седиментационной пористости фаци-альные условия формирования осадков» [2, с. 15] и «большой процент некачественного опробования» [2, с. 27]. Из-за ограничений в объеме публикации мы не будем останавливаться на анализе предложенной фациальной модели строения толщи (это предмет самостоятельной публикации), ограничившись лишь обобщенной характеристикой нижнего девона — верхнего силура по скважинам 1-, 2-Адакские и 1-Харутомылькская (см. таблицу).
Авторы [2] констатируют, что «наиболее емкие коллекторы в отложениях нижнего девона связаны с верхними пачками овинпарского горизонта. Эффективная толщина коллекторов в отдельных циклитах изме-
Рис. 3. Литологический разрез скв. 2-Адакская (составлено с дополнениями и изменениями по: Данилов и др., 2011). Fig. 3. Lithological section of skv. 2-Adakskaya (according to [Danilov et al., 2011], with additions)
Характеристика коллекторов (Кпр > МО-15 м2) по керну [2, с. 20]
Число образцов Значения параметров
Кп, % Кпр, МО"15 м2 6, г/см3
Биогермы 24 0.4—5.6 2.1 1.1—21.7 5.0 2.66—2.84 2.77
Тыловые части биогермов 22 0.5—3.0 1.6 1.1—45.4 8.8 2.67—2.82 2.77
Обломочные шлейфы биогермов 21 1.1—9.3 4.4 1.0—115.4 16.7 2.48—2.8 2.7
Пред- и забиогермные 4 0.7—6.4 2.6 1.3—24.9 9.3 2.64—2.81 2.76
Примечание: над чертой—пределы изменения значений, под чертой — средние значения.
Условные обозначения к литологическим колонкам:
Литология: = глины и аргиллиты
TI
известняки доломиты мергели
шш
известняки
доломитизированные
сульфатизация
глинистость
брекчии соли
Процессы и включения: окремнение пиритизация битуминозность нефтенасыщенность
4 i
i i
©
IWJ
©
трещиноватость
пе рекриста лл иза ция
стилолитизация
выщелачивание пористость и кавернозность
доломитизация
Стратиграфические границы:
несогласные
согласные
Рис. 4. Цитологический разрез скв. 1-Харутамылькская (составлено с дополнениями и изменениями по: Данилов и др., 2011). Fig. 4. Lithologicalsection of skv. l-Harutamylkskaya (according to [Danilov et al., 2011], with additions)
няется от 0 до 5,2 м, коэффициент эффективной толщины Кэф=Ьэф/Н варьирует в пределах 0.12—0.37. Открытая пористость коллекторов изменяется от 0.4 до 9.5 % (по керну) и от 6.7 до 17.9 % (по ГИС) при проницаемости по керну от 1 до 115Т0-15м2. Преобладающий тип коллектора — трещинно-каверново-поровый и трещинный. В отложениях верхнего силура наиболее высокоемкие коллекторы связаны с верней пачкой гребенс-кого горизонта и нижней пачкой гер-дьюского горизонта. Эффективные толщины коллекторов в скв. 2-Адак-ская составили соответственно 10.8 и 35.3 м, а Кэф — 0.19 и 0.38. По данным ГИС, общая пористость изменяется от
4.3 до 7.3 %. Преобладают коллекторы трещинно-каверново-поровые и трещинные» [2, с. 16].
Судя по приведенным данным (см. таблицу), большая часть исследованных образцов керна характеризуются низкими фильтрационно-емко-стными свойствами. Средние «ариф -метические» значения пористости по керну составляют 1.6—2.6 %, достигая
4.4 % лишь в выборке «обломочных шлейфов биогермов» (по мнению А. В. Журавлева [2]). Характерно, что, по данным этого автора, данный фа-циальный тип в отложениях нижнего девона—верхнего силура представлен керном лишь в нижней пачке гердь-юской свиты аллохтонной части разреза скв. 1-Адакская. (То есть представленные в группе данные относятся исключительно к аллохтонной части разреза скв. 1-Адакская, находящейся в настоящее время в зоне проникновения пресных поверхностных вод.) Здесь же отмечены и наибольшие средние значения проницаемости — 16.7Т0-15м2. В других выборках они не превышают 10Т0- 15м2 (см. таблицу). Скорее всего, в таблице приведены арифметические значения, что однозначно завышает медианные значения в распределениях, отличающихся от нормального.
По результатам макро- и микроскопического исследования керна в скв. 2-Адакская насыщение углеводородами связано в основном с вторичными пустотами расширения трещин и участками, которые преобразованы процессами выщелачивания и перекристаллизации пород в зонах трещи-новатости. В керне отмечается явная анизотропия в распределении пустот и трещин, обусловленная текстурой пород и ориентировкой трещин. Преобладают трещины, ориентированные субпараллельно наслоению, а со-
единяющие их наклонные и субвертикальные трещины обычно менее выражены либо выполнены эпигенетической минерализацией (рис. 5). Лишь в некоторых образцах по субвертикальным трещинам отрыва отчетливо фиксируются пустоты выщелачивания, существенно увеличиваю -щие коллекторские свойства и проницаемость породы (рис. 5).
В керне скв. 1 -Харутамылькская присутствие УВ отмечается в виде пленок по трещинам отдельности и скола, иногда со следами скольжения, примазок на стенках каверн, также связанных с трещинками, и в виде насыщения межзерновых пор в отдельных прослоях с признаками тектонического катаклаза. В пустотной системе преобладают наклонные стилолиты и стилолитоподобные микротрещины. Преимущественная ориентация трещин — по наслоению пород (рис. 4).
Вероятной причиной может быть также низкое качество коллекторов, сопряженное с влиянием тектонических процессов, приводящих к суще-
ственному уплотнению пород в обста-новках сжатия, а также к разуплотнению осадочных толщ в тектонической обстановке растяжения [2]. Как известно, выявление связанных с процессами растяжения зон повышенной проницаемости на закрытых территориях является одним из важнейших вопросов при поисках и разведке как рудных месторождений, так и углеводородов. Наряду с геофизическими и тектонофизическими методами наиболее успешными для решения этих вопросов являются также макро- и микроскопические исследования керна, направленные на выявление признаков, позволяющих диагностировать характер тектонических процессов [2].
Как известно, зоны тектонического сжатия (надвиги и взбросы) и растяжения характеризуются широким набором вторичных преобразований пород, в различной степени влияющих на их коллекторские свойства [2]. Следует отметить, что низко- и среднеёмкие типы карбонатных кол-
Рис . 5. Система различно ориентированных трещин в породе: А — известняк илово -биокластовый брекчированный (скв. 2-Адакская, обр. 47-27-1.4); Б — известняк ли-тобиокластовый (скв. 2-Адакская, обр. 46-23-0.9а); В — доломит известковистый с кавернами, залеченными нефтью (скв. 2-Адакская, обр. 2/2); Г —доломит известковистый, с залеченными трещинами (скв. 1-Харутамылькская, обр. 53-64-1.6). Обозначения: а — тектонические минерализованные трещины, секущие породу вертикально и перпендикулярно; б — субвертикальные и субгоризонтальные открытые и частично минерализованные тектонические трещины; в — каверны, залеченные и насыщенные нефтью (В) и кальцитом (Г).
Fig. 5. The different orientations of cracks in the rock: A — limestone silt biklastovy brecciated (well 2 Adakskaya, specimen 47-27-1.4); Б — limestone litobiklastovy (well 2 Adakskaya, specimen 46-23-0.9a); B — with dolomite calcareous caverns healed oil (well 2 Adakskaya, specimen 2/2);
Г — healed cracks dolomite calcareous (well 1 -Harutamylkskaya, specimen 3 -64-1. 6)
лекторов характерны для нижних горизонтов осадочного чехла, наиболее подверженных тектоническим стрессам. Традиционно считается, что стресс сжатия вызывает уплотнение пород и, как следствие, отжатие пластового флюида. Уплотнение пород в надвиговом поясе за счет стресса в среднем сопоставимо с дополнительной нагрузкой в 1-1.5 км осадочного разреза, что соответствует уменьшению пористости от 12 до 2 % в интервале доскладчатых палеоглубин 1— 5 км [6]. Уменьшение пористой пус-тотности сопровождается трещинова-тостью, возникающей в результате хрупкого разрушения пород. Трещинная емкость невелика (1—2 %), но она обеспечивает высокую проницаемость и флюидоотдачу в большом объеме пород [9].
Тектоническое строение изучаемой территории связано прежде всего со сдвиговыми обстановками: горизонтальным сдвигом вдоль вертикальной плоскости («сдвиговая» обстановка в геологическом смысле этого слова) и горизонтальным сдвигом вдоль горизонтальной же плоскости («надвиго-поддвиговая» обстановка в геологическом смысле). Анализу существующих моделей сдвигов и их характеристике посвящена, например, статья П. А. Игнатова и др. [4]. Авторы выделяют два главных механизма формирования: чистого и простого сдвигов. Первый формирует относительно короткие и сопряженные системы разрывов сдвиговой кинематики и, как правило, не связан с ротациями, а элементы его имеют ромбическую симметрию. Простой сдвиг создает моноклинную сингонию при значительной ротационной компоненте главного поля напряжений. Ансамбль трещин, сформированных в условиях простого сдвига, геометрически подобен от микро- до регионального масштаба. В наиболее простой модели структуры сжатия и растяжения расположены на окончаниях сдвигового нарушения. Обстановки сжатия локализуются во фронтальных частях обоих крыльев разрыва, а обстановки растяжения — в тыловых частях противоположных крыльев разрыва, где в результате растяжения формируются трещины отрыва, обеспечивающие увеличение объема деформируемой толщи (дала-тансию).
И надвиговые, и сдвиговые системы проходят несколько этапов развития: от эмбрионального сдвига и образования густой сети коротких
трещин отрыва через преобразование ее в узкие зоны более протяженных сколов к формированию четко выраженной плоскости сместителя и тектонического меланжа [4]. Очевидно, что аккумуляционный потенциал входящих в эти системы структур будет зависеть как от стадии развития сдвига, так и от положения в системе.
При изучении нижнепалеозойских карбонатных отложений, вскрытых бурением на Адакской площади гряды Чернышева, отмечаются многочисленные признаки тектонических деформаций, проявленных как в характерных текстурных новообразованиях, так и в эпигенетических преобразованиях пород, вызванных процессами тектогенеза. Результаты исследований этих признаков частично опубликованы нами ранее [6, 7 и др.]. В изученных разрезах отмечаются как катакластические тектониты (брекчии, катаклазиты, мелониты) — продукты хрупкого разрушения пород, так и стресс-тектониты (результат пластического течения: будины, складки волочения) и их переходные разности. Катакластические тектониты (катаклазиты в широком смысле слова) образуются при высоких скоростях деформации, низких давлениях и температурах (Р < 5 Кбар, Т < 200 °С). Обычно они приурочены к сдвигам и сбросам, реже связаны с надвигами. В изученных разрезах уровень регионального развития тектонических брекчий связан с послойными срывами по соленосной толще ма-лотавротинской свиты. Первичные отложения интенсивно переработаны деформациями. Эти же процессы отмечаются и в удаленных от поверхности срыва толщах. Горизонты тектонического брекчирования, микровзбросы и их системы отмечаются на разных уровнях вскрытого разреза силура и девона. Режим растяжения в толщах фиксируется развитием трещин отрыва и скола, частично или полностью залеченных агрегатами ангидрита, доломита, реже флюорита. Отмечается также прожилковая сульфидная и сульфатная эпигенетическая минерализация, связанная с системой микротрещин отрыва и рассольным эпигенезом, активированным тектоническими процессами. С системой микротрещин связаны также процессы выщелачивания, нефте-и битумонасыщения самих трещин и прилегающих участков пород.
С зонами сжатия ассоциируют стилолиты, секущие наслоения по-
род, особенности морфологии и минерализации которых могут свидетельствовать о постепенной транс -формации трещин отрыва в «трещины сжатия» [6].
Наличие в нефтенасыщенной автохтонной части разреза $2-Б1 скв. 2-Адакская пород коллекторов, пустотное пространство которых сформировано системой открытых трещин отрыва, каверн, пор и пустот выщелачивания, свидетельствует о том, что их формирование и заполнение УВ происходило в режиме растяжения. Преобладание в структуре пустотного пространства коллекторов разреза Б2-Б1 скв.1-Харутамылькская стилоли-тов и трещин скола (субпараллельных наслоению пород) свидетельствует о нахождении их в условиях сжатия, препятствующих аккумуляции УВ, но способствующих миграции — вытеснению сжатого УВ флюида. Наши выводы подтверждают также результаты палиспластических реконструкций, выполненных В. Н. Даниловым и др. [2, с. 23], согласно которым автохтонная часть разреза скв. 2-Адакская была перемещена в современное положение с С-В на Ю-3, а аллохтонная часть разреза 1-Харутамылькская — с Ю-3 на С-В. Соответственно, автохтонная часть разреза скв. 2-Адакская должна находиться в локальном кластере растяжения, а аллохтонная часть скв. 1 -Харутамылькская — в зоне сжатия, что мы и наблюдаем на основе проведенного анализа.
Заключение
Таким образом, можно отметить, что наряду с установленными ранее факторами формирования коллекторов нижнепалеозойского комплекса, такими как фациальная обстановка и степень гипергенной проработки отложений [5], в надвиговых зонах значительную роль играет и тектонический фактор. Низкие фильтрационные и емкостные свойства коллекторов центральной части гряды Чернышева и возможность образования здесь залежей во многом определялись формированием и развитием трещинной системы, обусловленной обстановка-ми локального растяжения и сжатия в условиях развития надвиговых и сопряженных с ними сдвиговых деформаций. Привлечение данных литоло-гического исследования признаков проявления тектогенеза в керне представляется не только наиболее доступным, но и полезным как для прогнозирования развития зон улучшенной
проницаемости пород, так и для уточнения тектонического строения территории.
Работа выполнена при поддержке программы фундаментальных исследований УрО РАН «Закономерности размещения и условия формирования скоплений углеводорода в осадочных толщах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции» (проект № 15-18-5-21).
Литература
1. Государственная геологическая карта Российской Федерации масштаба 1:200000 (издание второе). Листы Q-40-XVII-XVIII / Ред. И. В. Деревянко, СПб., 2003. (Серия Полярно-Уральская).
2. Данилов В. Н, Иванов В. В., Гудель-манА. А и др. Перспективы нефтегазоно-стности центральной части поднятия Чернышева по результатам геологоразведочных работ на Адакской площади / / Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 2. Режим доступа: http:// wwwngtp.ru/rub/4/21_2011.pdf
3. Данилов В. Н, Огданец Л. В., Макаров И. Р. и др. Основные результаты изучения органического вещества и УВ-флюидов Адакской площади // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 2. Режим доступа: http://www.ngtp. ru/rub/1/22_2011.pdf.
4. Игнатов П. А, Новиков К. В., Буш-ков К. Ю., Толстов А В. Реконструкция кинематики разломов на закрытых территориях по данным анализа микронаруше -ний в керне // Известия вузов. Геология и разведка. 2011. № 3. С. 55—60.
5. Майдль Т. В. Литология и коллекторы продуктивных отложений нижнего девона вала Гамбурцева // Тр. Ин-та геологии Коми науч. центра УрО АН СССР. 1989. Вып. 69. С. 34—46.
6. Майдль Т. В. Стилолитовые структуры карбонатных толщ надвиговых зон // Современные проблемы теоретической, экспериментальной и прикладной минералогии (Юшкинские чтения— 2014). Сыктывкар: Геопринт, 2014. С. 87— 88.
7. Майдль Т. В., Даньщикова И. И. Литологические признаки тектонических деформаций карбонатных пород Адакской площади (гряда Чернышева) // Осадочные бассейны, седиментационные и постседиментационные процессы в геологической истории: Материалы VI лито-логического совещания. Новосибирск, 2013. Том II. С. 205—209.
8. Острижный М. Ю. Оценка перспектив нефтегазоносности Приполярных районов Предуральского краевого прогиба по комплексу геолого-геофизических данных: Автореф. дис. ... канд. г.-м. наук. М., 1999. 27 с.
9. Прокопьев А. В., Фридовский В. Ю., Гайдук В. В. Разломы: (Морфология, геометрия, кинематика). Якутск: Изд-во СО РАН, 2004. 148 с.
10. Соборнов К. О., Данилов В. Н. Строение и перспективы нефтегазонос-ности гряды Чернышева. Геология нефти и газа. 2014. № 5. С. 12—18.
11. Тимонин Н. И. Тектоника гряды Чернышева. Л.: Наука, 1975. 130 с.
12. Юдин В. В. Послойные срывы в чехле востока Печорской плиты — возможный объект поиска углеводородов // Печорский нефтегазоносный бассейн. Сыктывкар, 1985. С. 38—45. (Тр. Института геологии Коми ФАН СССР, вып. 52)
13. Юдин В. В. Орогенез севера Урала и Пай-Хоя. Екатеринбург: Наука, 1994. 285 с.
References
1. Geological Map of Russian Federation. Scale 1:200000 (Second edition). Polar Urals. Q-40-XV4-XV4I. Editor I.V. Derevy-anko, Saint-Petersburg, 2003.
2. Danilov V. N., Ivanov V. V., Gudel-man A. A. et al. Perspektivy neftegazonostnosti tsentral'noi chastipodnyatiya Chernyshevapo rezul'tatam geologorazvedochnyh rabot na Adakskoi ploschadi (Perspectives of oil-gas content of central area of Chernyshev Ridge according to geological survey at Adakskaya area) Neftegazovayageologiya. Teoriya iprak-tika. (Oil and gas geology. Theory and practice). 2011, V. 6, No. 2 http://www.ngtp.ru/ rub/4/21_2011.pdf.
3. Danilov V. N., Ogdanets L. V., Makarov I. R et al. Osnovnye rezultaty izucheniya organicheskogo veschestva i UV-fly-uidov Adakskoi ploschadi (Main results of study of organic matter and UV fluids of Adakskaya area) Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika. (Oil and gas geology. Theory and practice). 2011, V. 6, No. 2. http://www.ngtp. ru/rub/1/22_2011.pdf.
4. Ignatov P. A., Novikov K. V., Bush-kov K. Yu., Tolstov A. V. Rekonstruktsiya kin-ematiki razlomov na zakrytyh territoriyah po dannym analiza mikronarushenii v kerne (Reconstruction of fault kinematics on closed areas according to analysis of microfractures in core). Izvestiya vuzov. Geologiya i razvedka. 2011, No. 3, pp. 55—60.
5. Maidl T. V. Litologiya i kollektory produktivnyh otlozhenii nizhnego devona vala Gamburtseva (Lithology and reservoirs of productive sediments of Lower Devonian Gam-burstev swell). Trudy Instituta geologii KSC UB USSSR. 1989, No.69, pp. 34-46.
6. Maidl T. V. Stilolitovye struktury kar-bonatnyh tolsch nadvigovyh zon / Sovremennye problemy teoreticheskoi, eksperimentalnoi i prikladnoi mineralogii (Yushkinskie chteniya-2014) (Stilolite structures of carbonate strata of thrust zones. Modern problems of theoretical, experimental and applied mineralogy (Yushkin Readings-2014)). Syktyvkar, Geo-print, 2014, pp. 87-88.
7. Maidl T. V., Danshchikova I. I. Lito-logicheskie priznaki tektonicheskih deformatsii karbonatnyh porod Adakskoi ploschadi (grya-da Chernysheva) (Lithological signs of tectonic deformation of carbonate rocks of Adakskaya area (Chernyshev Ridge)). Proceedings of conference on lithology. V. 2. Novisibirsk, 2013, pp. 205-209.
8. Ostrizhnyi M. Yu. Otsenka perspektiv neftegazonosnosti Pripolyarnyh raionov Predur-alskogo kraevogoprogibapo kompleksugeolo-go-geofizicheskih dannyh (Evaluation ofpros-pects for oil-gas content of Subpolar areas of Preural foredeep according to geological and geophysical information) Extended abstract of PhD dissertation. Moscow, 1999, 27 pp.
9. Prokopyev A. V., Fridovskii V. Yu., Gaiduk V. V. Razlomy (Morfologiya, geometri-ya, kinematika) (Faults (morphology, geometry, kinematics)). Yakutsk, SB RAS, 2004, 148 pp.
10. Sobornov K. O., Danilov V. N. Stro-enie i perspektivy neftegazonosnosti gryady Chernysheva (Structure and prospects of oil and gas content of Chernyshev Ridge). Geologiya nefti i gaza. 2014, No. 5, pp. 12—18.
11. Timonin N. I. Tektonika gryady Chernysheva (Tectonics of Chernyshev Ridge). Leningrad, Nauka, 1975, 130 pp.
12. Yudin V. V. Posloinye sryvy v chehle vostoka Pechorskoi plity - vozmozhnyi obekt pois-ka uglevodorodov (Layer stripping in cover of Eastern Pechora plate possible object of hydrocarbons). BookV. "Pechorskii neftegazon-osnyi bassein" Syktyvkar, 1985, pp. 38—45.
13. Yudin V. V. Orogenez severa Urala i Pai-Hoya (Orogenesis of Northern Urals and Pay-Khoy). Ekaterinburg, Nauka, 1994, 285 pp.
Рецензент д. г.-м. н. В. A. Жемчугова
