«Нефтегазоносные бассейны краевых частей платформ»

Министерство образования РФ

Томский Политехнический Университет

Институт геологии и нефтегазового дела

Кафедра ГРНМ

РЕФЕРАТ

«Нефтегазоносные бассейны краевых частей платформ»

Выполнил: студент гр. 2Б11

Блинов Д.В.

Проверил: доцент

Валевский В.В.

Томск 2004 год.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Понятие о нефтегазоносных бассейнах и зонах нефтегазонакопления.

2. Различия в условиях нефтегазонакопления в платформенных и геосинклинальных условиях и основные типы нефтегазоносных бассейнов.

3. Нефтегазоносные бассейны краевых частей платформ.

1. ПОНЯТИЕ О НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНАХ И ЗОНАХ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

Совершенно неоспоримым является вывод, что накопление органического вещества в осадке очень широко распространено в природе и всегда сопутствует в большей или меньшей мере про­цессу осадконакопления — седиментации. Пути преобразования органического вещества в горючие ископаемые непосредственно связаны с условиями преобразования осадка в горную породу, тектонической жизнью и палеогеографией крупных областей по­гружения земной коры.

Скопления нефти и газа земной коре располагаются груп­пами - зонами, закономерно связанными либо с платформенными впадинами, либо с межгорными и предгорными прогибами. Законо­мерности в распространении этих зон накопления и сохранения залежей нефти и газа можно выявить лишь при изучении геологи­ческой истории формирования рассматриваемой области погруже­нии земной коры. Зонами нефте-газонакопления называются крупные структурные элементы, с которыми законо­мерно связаны группы залежей нефти и газа, составляющие место­рождения; закономерности образования групп залежей нефти и газа в пределах зоны нефте-газонакопления связаны с условиями образования ловушек. Группирование ловушек в пределах зоны нефте-газонакопления может быть обусловлено антиклинальными изгибами, осложняющими крупный структурный элемент, выкли­ниванием или несогласным перекрытием нефте-газоносных толщ. Таким образом, зона нефте-газонакопления наиболее тесно связана с тектонической жизнью участка земной коры. Образование зон нефте-газонакопления происходит в процессе формирования струк­туры земной коры, приводящем к возникновению антиклинальных складок, региональному выклиниванию отдельных толщ и регио­нальным несогласиям.

Возникновение, разрушение и сохранение скоплений нефти и газа тесно связаны с геологической жизнью зоны нефте-газонакопления.

При изучении условий образования залежей нефти и газа в мощ­ных толщах пород необходимо прежде всего рассмотреть соотно­шение ныне существующей зоны нефте-газонакопления с ранее существовавшими седиментационными прогибами.

Под седиментационным прогибом пони­мается замкнутая область накопления осадков в водном бассейне. Одна общая поверхность (зеркало) водного бассейна может покрывать один или несколько седиментационных прогибов. В пределах водного бассейна седиментационные прогибы представляют собой впадины с прогибаю­щимся дном, являющиеся областями наибольшего накопления осадков в бассейне, иногда отделенные друг от друга подводными барьерами.

Для каждого такого прогиба необходимо установить законо­мерности распространения рассеянных органических веществ в илистых — пелитовых породах, образующих мощные толщи. Можно предполагать направленное перемещение углеводородных соединений от областей прогиба, характеризующихся наибольшей мощностью осадков, к его краям. В настоящее время российские геологи изучают закономерности распространения рассеянных органических веществ в мощных толщах пелитовых пород, кото­рые могут рассматриваться в качестве нефтематеринских формаций. Первые же обобщения имеющихся мате­риалов показывают наличие закономерностей, подтверждающих региональность и направленность процессов битумообразования.

Формирование отложений в каждом седиментационном прогибе определяет направление процессов накопления, перемещения и преобразования органических веществ, рассеянных в пелитовых породах. Условия формирования каждого седиментационного про­гиба, а следовательно, история осадконакопления слагающих его толщ осадочных пород могут быть изучены путем составления карт фаций и равных мощностей для каждой крупной формации. Изучение закономерностей в изменении мощностей нефтематеринских формации и покрывающих толщ пород дает возможность наметить примерное направление процессов миграции подвижных органических веществ.

Каждый седиментационный прогиб обычно является составной частью более крупной области погружения земной коры. Очертания седиментационных прогибов и положение осевой части наиболь­шего прогибания их дна испытывают существенные изменения в связи с крупными волнообразно-колебатель­ными движениями земной коры, приводящими к изменению положения и соотношения между крупными областями прогибания и подъема земной коры.

Эти изменения меньше отражаются на платформенных седиментационных прогибах и значительно больше на геосинклинальных. В геосинклинальных условиях в наиболее прогнутых осевых частях прогибов, прилегающих к горным сооружениям, осадконакопление сопровождается складчатостью. В процессе горообра­зования складки, заполняющие прогибы, наращивают сооруже­ния, образуя краевые складчатые зоны. Каждый этап горообразо­вания и наращивания горного сооружения сопровождается соответственно перемещением областей наибольшего погружения. Следовательно, каждый этап горообразования несет с собой корен­ное изменение условий миграции углеводородных веществ и гидрогеологической обстановки питания и разгрузки водных масс, на­сыщающих природные резервуары.

Из сказанного следует, что, изучая закономер­ности в распространении зон нефте-газонакопления в той или иной современной крупной области прогибания земной коры, необходимо восстанавливать историю гео­логического развития и преобразования седиментационных прогибов, существо­вавших на данном участке земной коры.

Исторический подход к разбираемой проблеме побудил в свое время И. О. Брода предложить генетическое толкование термина нефтегазоносная провинция. Под нефте­газоносной провинцией предлагалось понимать участок земной коры, представ­лявший собой в течение длительного геоло­гического времени единый седиментационный бассейн, характеризовавшийся общ­ностью условий битумообразования и региональных процессов нефте-газонакопления. Нефтегазоносные провинции выделялись по страти­графическому признаку. Выделение таких единиц в современной структуре земной коры зачастую оказывается очень трудным, а стратиграфическое положение границ провинций неопределен­ным.

Следует отметить, что в термин нефтегазоносная провинция различные авторы вкладывают разный смысл. Так, например, Н. Ю. Успенская в своей работе «Некоторые за­кономерности нефте-газонакопления на платформах» приводит такое определение: «Нефтегазоносной про­винцией называется крупная территория распространения нефтя­ных и газовых скоплений, связанная единством геологического строения и геологической истории, которая характеризуется единообразными фациями и типами структур, контролирующих битумообразование и нефтенакопление». Исходя из такого опреде­ления, Н.Ю. Успенская рассматривает в качестве нефте-газоносных провинций в одних случаях различного возраста впадины, в других — крупные сводовые поднятия, в третьих — группы поднятий на склоне крупных сооружений и т. д. Учитывая край­нюю неопределенность этого термина, применяемого и понимае­мого по-разному различными авторами, в том числе и американскими геологами, следует вообще от него отказаться. При райони­ровании крупных территорий рекомендуется пользоваться поня­тием о нефтегазоносных бассейнах.

Под нефтегазоносными бассейнами по­нимают области крупного и длительного погружения в современной структуре зем­ной коры, с которыми связаны многочи­сленные зоны нефтегазонакопления и пи­тающие их нефтесборные площади. Термин «нефтегазоносный» бассейн не является синонимом термина «нефтегазоносная провинция». Он не отвечает понятию о провин­ции как едином седиментационном бассейне.

При анализе закономерностей распределения известных и воз­можных зон нефтегазонакопления, выделяемых в нефтегазоносных бассейнах, рассматривается соотношение этих зон в связи с современной структурой земной коры, с учетом геологических изменений, пережитых данным участком земной коры.

Многие нефтегазоносные бассейны, образовавшиеся в ранние геологические эпохи, продолжают жить и теперь, сохраняя основ­ные черты своего строения. Некоторые области погружения земной коры, рассматриваемые в качестве нефтегазоносных бассейнов, полностью изменились не только в своих очертаниях, но и по структурным формам толщ пород, образовавшихся в них в период седи­ментации.

До настоящего времени нефтегазоносные бассейны, возникшие в палеозойской эре, сохранились лишь на платформах с докембрийским фундаментом, а также и предгорных и межгорных впадинах областей погружения палеозойских складчатых сооружений.

Если накопление органического вещества в осадке и пути его преобразования в битумы тесно связаны с условиями седиментации и диагенеза, то формирование и разрушение залежей нефти и газа более всего связано с тектоническими процессами. Региональ­ная миграция углеводородов, их дифференциация, акку­муляция и перераспределение могут происходить на протяжении всего существования нефтегазоносного бассейна. На разных эта­пах его развития те или иные из перечисленных процессов могут иметь преобладающее значение: усиливаться или ослабевать в зависимости от геологических условий формирования нефтегазоносного бассейна. Связанное с этими процессами образование залежей нефти и газа не может происходить равномерно в нефтегазоносном бассейне. В структуре нефтегазоносного бассейна выделяются отдельные депрессии и приподнятые участки. С приподнятыми участками оказываются связанными зоны нефтегазонакопления самого различного типа.

Современные прогибы, примыкающие к зонам нефтегазонакопления, следует рассматривать как их нефтесборные пло­щади. Понятие о нефтесборных площадях введено в геологию нефти академиком И. М. Губкиным.

В своей работе «О генезисе нефтяных месторождений Северного Кавказа» И. М. Губкин в качестве примеров нефтесборных площадей приводит Притерскую, Алхан-Чуртскую и Сунженскую депрессии.

Таким образом, нефтегазоносные бассейны в их современной структуре включают в себя зоны нефтегазонакопления и нефтегазосборные площади.

Общие условия для образования ряда залежей нефти и газа создаются для каждой зоны нефтегазонакопления единством усло­вий возникновения ловушек и условий внутрирезервуарной мигра­ции. При этом основное значение имеют структурные формы. Внутрирезервуарная миграция, благодаря которой в основном происходит формирование залежей, возможна лишь при наклонном положении пластов.

Если крупный структурный изгиб слоев развивается в процессе нескольких этапов осадконакопления, то он может служить зоной нефте-газонакопления для ряда нефтематеринских формаций.

Зоны нефте-газонакопления могут возникнуть в связи с любой полосой антиклинальных поднятий (типа Жигулевской зоны под­нятий на Русской платформе или Терского антиклинория в Пред­кавказье), со структурной террасой большой протяженности или просто с моноклинальным залеганием пород. Но образование каж­дой залежи в зонах нефтегазонакопления может произойти лишь при наличии ловушек. Возникновение ловушек в свою очередь связано с условиями формирования структурного подъема. Круп­ный структурный подъем может быть усложнен серией более мел­ких структурных поднятий, в связи с которыми и образуются ловушки. В пределах структурного подъема могут происходить резкие литологические изменения и стратиграфические несогласия, приводящие к образованию ловушек. Последнее особенно важно при моноклинальном залегании пород, так как в этом случае ло­вушки образуются главным образом благодаря резким литологическим изменениям или при несогласном перекрытии коллекторов слабо проницаемыми породами.

Зоны нефтегазонакопления генетически связаны с изменением, палеогеографии бассейна и его тектоническим развитием. Палео­география бассейнов, условия накопления осадков в них значи­тельно отличаются друг от друга в платформенных и геосинкли­нальных областях. Также различны в этих областях проявления тектонических процессов, условия миграции подвижных веществ и условия формирования залежей нефти и газа. Следовательно, и зоны нефте-газонакопления в этих усло­виях должны иметь свои отличительные черты.

В складчатых областях зоны нефтегазонакопления, как пра­вило, вытянуты линейно, параллельно основному простиранию складчатости либо под некоторым углом к нему в виде кулис. В платформенных же провинциях зоны нефтегазонакопления не имеют столь ясно выраженной ориентированности. Некоторая закономерная связь с очертаниями впадин наблюдается лишь для зон, вытянутых вдоль бортов платформенных нефтегазоносных бассейнов, в частности вдоль границ центральных и краевых обла­стей платформ.

2. РАЗЛИЧИЯ В УСЛОВИЯХ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

В ПЛАТФОРМЕННЫХ И ГЕОСИНКЛИНАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ

И ОСНОВНЫЕ ТИПЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ

Рассматривая геологическую обстановку формирования нефте­газоносных бассейнов, необходимо разобрать принципиальные отличия процессов образования и разрушения скоплений нефти или газа в геосинклинальных и платформенных условиях. Различ­ная обстановка седиментации в платформенных и геосинклиналь­ных прогибах вызывает и различия в условиях накопления и пре­образования органических веществ, захороненных в осадках.

В геосинклинальном седиментационном прогибе захоронение органического вещества в осадках про­исходит при интенсивном накоплении мощных толщ отложений с преобладанием терригенных компонентов. Наоборот, в эпиконтинентальных бассейнах платформенного типа захоронение исходного органического материала происходит при относительно медленном накоплении осадка и при образования менее мощных толщ отложений в седиментационных прогибах. В платформенных отложе­ниях существенную роль играют карбонатные образования. По мощности и скорости накопления осадков к геосинклинальным условиям приближаются только седиментационные прогибы, свя­занные с краевыми частями платформы, втянутыми в глубокие погружения.

Колебания базиса эрозии и дна прогиба в платформенных усло­виях происходят медленно. Однотипные фации охватывают обширные площади и изменяются медленно в пространстве и во времени. В то же время геосинклинальные бассейны характеризуются ча­стыми и резкими колебаниями базиса эрозия и дна прогиба. Смена фаций, а следовательно, и условий преобразования органических остатков в битумы в пространстве и времени значительно более частая и резкая, чем па платформе.

В платформенных условиях происходит медлен­ное и спокойное обособление отдельных седиментационных проги­бов, являющихся областями захоронения и преобразования органического вещества. Области опусканий и подъемов чаще, чем в геосинклиналях, оказываются унаследованными от предыдущих геологических эпох. В геосинклинальных условиях наблюдается почти непрерывное перемещение областей наибольшего прогиба­ния и даже изменение общего направления колебательных движе­ний. Характерно расчленение геосинклинальной области погруже­ния на частные, линейно вытянутые, иногда очень глубокие про­гибы, разделенные крупными поднятиями.

В осадках геосинклинальных прогибов температура и давление могут достигать значительно больших величин, чем в платформен­ных прогибах. Повышение давления и температуры находится в прямой зависимости от мощности накапливающихся отложений и глубины их погружения. Рассматривая повышение температуры и давления в качестве фактора, ускоряющего течение процесса преобразования органического вещества в битумы, следует признать для геосинклинальных условий возможность завершения этого процесса за более краткий по сравнению с платформенными усло­виями промежуток геологического времени. Области погружения, связанные с краевыми частями платформы, приближаются и по этому признаку к геосинклинальным условиям.

По мере увеличения мощности отложений возрастает статиче­ская нагрузка. В геосинклинальных областях статическая нагрузка гораздо значительнее, чем в платформенных, что определяет воз­можность перемещения подвижных веществ на большие расстояния и в больших масштабах, чем в бассейнах, связанных с централь­ными частями платформ.

Энергичные тектонические процессы в геосинклинальных обла­стях ведут к образованию складчатости. Возникшие при этом дина­мические усилия дополнительно уплотняют породы, а также вы­зывают большое развитие трещиноватости и появление зияющих разломов. Все эти явления способствуют усилению миграционных процессов,

Тектонические изменения в платформенных бассейнах обусло­влены спокойными и сравнительно незначительными по амплитуде колебаниями глыб фундамента и плавным волнообразным переме­щением областей наибольшего регионального подъема и погруже­ния земной коры. Трещиноватость пород развита в значительно меньших масштабах по сравнению с геосинклинальными областями. Крупные разломы в центральных частях платформ встре­чаются чрезвычайно редко. Роль динамического давления как фак­тора, усиливающего миграцию, ничтожна. Только в краевых ча­стях платформ в связи с образованием иногда крупных разломов и при развитии соляной тектоники наблюдается обстановка, благо­приятная для широкого развития миграционных процессов.

Геосинклинальный тектонический режим сопровождается то глубоким погружением, то значительным подъемом отдельных участков земной коры. Изменяющиеся при этом температура и да­вление создают возможность для неоднократного перехода подвиж­ных веществ в породах из одной фазы в другую. Возможен переход подвижных веществ из жидкой фазы в газообразную с последую­щим возвращением в жидкую фазу и наоборот. Не исключен пере­ход из жидкой фазы в твердую и затем (частично) обратный процесс. Подобные многократные перемены физического состояния подвиж­ных веществ, в том числе и углеводородных соединений, не могут не отразиться и на их конечном химическом составе. В централь­ных частях платформы многократный переход подвижных веществ из одной фазы в другую мало вероятен.

Большая часть пород, подвергшихся в результате складкообра­зования высоким давлениям, лишается пластичности. При наличии скоплений нефти и газа этот процесс должен сопровождаться интенсивным перемещением и рассеиванием жидких и газообраз­ных углеводородов. Метаморфизация пород ведет к глубокому пре­образованию не только жидких, но и наиболее устойчивых, твер­дых углеводородных соединений. Подобный процесс мало вероятен в платформенных условиях.

В процессе геосинклинального диастрофизма возникают много­численные нарушения сплошности пород самого различного мас­штаба, облегчающие внерезервуарную миграцию сквозь мощные толщи пород. Вперезервуарная миграция в толще пород, сформи­ровавшихся в платформенных условиях, гораздо более затруднена и имеет в основном молекулярный характер.

Различие геосинклинальных и платформенных условий сказы­вается в значительной мере и на перемещении подвижных веществ внутри природных резервуаров. В основном здесь происходит циркуляция вод, насыщающих резервуары на всем их протяжении. Влияние гидравлического фактора на перемещение подвижных углеводородов зависит от разницы в гипсометрических отметках областей питания и областей разгрузки. В горных местностях гидравлический фактор имеет несравненно большее значение, чем в равнинных — платформенных областях. Передвижение воды спо­собствует внутрирезервуарной миграции нефти и газа и часто при­водит к выносу нефти и газа из слабо выраженных ловушек к нако­плению их в новых ловушках, т. е. ведет к перераспределению нефти и газа внутри природных резервуаров, распространенных н

а большой площади. Скопления нефти разрушаются быстрее газовых. Газ не только легче удерживается в ловушке в силу большей разницы в удельном весе между ним и водой, по и способен переме­щаться в направлении, обратном направлению стока воды. В плат­форменных областях гидравлический фактор, несмотря на свою меньшую величину, играет все же существенную роль в перемеще­нии нефти и газа по пластам с хорошими коллекторскими свойст­вами. Однако малый напор воды и малая скорость движения позво­ляют образоваться залежам даже в очень слабо выраженных ло­вушках. В более резко выраженных ловушках (в платформенных условиях) возможно образование относительно застойных зон. При отсутствии практически заметного движения вод застойные зоны весьма благоприятны для развития биохимических процес­сов, приводящих к разрушению залежей.

В процессе внутрирезервуарной миграции происходит диффе­ренциация подвижных веществ под влиянием гравитационного фактора, т. е. разделение подвижных веществ по их удельным ве­сам. В геосинклинальных областях, характеризующихся резко выраженными изгибами пород, значительные углы наклона коллекторских пластов определяют величину гравитационных сил. В плат­форменных же областях, характеризующихся чрезвычайно малыми наклонами пород, гравитационные силы могут иметь существенное значение для перемещения углеводородов по восстанию пластов в газовой фазе. Силы сопротивления перемещению нефти (поверх­ностное натяжение, вязкость и т. п.) сильно ограничивают на плат­формах масштаб внутрирезервуарной миграции, происходящей под влиянием гравитационного фактора, весьма незначительного в слабо наклоненных коллекторских пластах. Отсюда следует, что гидравлический и гравитационный факторы, определяющие вели­чину и масштаб внутрирезервуарной миграции и дифференциации, играют в геосинклинальных условиях несравненно большую роль, чем в платформенных нефтегазоносных бассейнах.

Разрушение залежей в горных областях происходит в резуль­тате энергичного проявления геологических процессов, связанных со складкообразованием, магматизмом и крупными глыбовыми перемещениями, сопровождающимися метаморфизмом и энергич­ной денудацией, а также под действием гидравлического фактора. В платформенных областях разрушение залежей происходит зна­чительно слабее, в основном под действием гео-биохимических про­цессов и вследствие денудации, как правило, не столь резкой, как в горных областях. Поэтому большинство известных естествен­ных нефтегазопроявлений на поверхности приурочено к горным областям.

Сохранение залежей нефти и газа в геоантиклинальных зонах геосинклинальных областей исключено вследствие максимального проявления в них всех указанных факторов разрушения залежей. Таким образом, в горных сооружениях основные запасы нефти и газа оказываются связанными с их периферическими частями, сложенными более молодыми отложениями. В периферических зонах условия сохранения залежей более благоприятны, чем в цен­тральных частях этих же сооружений. Помимо того, благоприятны для сохранения залежей и межгорные впадины. В этих областях, хотя и расположенных во внутренних частях геосинклиналей, действие факторов разрушения ослаблено.

Образование залежей в платформенных нефте­газоносных бассейнах зависят от общих условий, благоприятствующих битумообразованию и возникновению лову­шек, обеспеченных достаточно мощной и непроницаемой покрыш­кой. В центральных частях Русской и Северо-Американской плат­форм такие условия имеются лишь для палеозойских отложений; на периферии тех же платформ эти условия распространяются на мезозойские и отчасти на третичные отложения.

По условиям битумообразования и нефтегазонакопления области погружения земной коры на платформах и в геосинклина­лях резко отличаются друг от друга.

По условиям битумообразования, формирования и разрушения скоплений нефти и газа все нефтегазоносные бассейны можно разделить на четыре группы:

1) Нефтегазоносные бассейны, приуроченные к внутриплатформенным областям прогибания земной коры;

2) Нефтегазоносные бассейны, связанные с краевыми частями платформ, втянутыми в глубокое погружение;

3) Нефтегазоносные бассейны, приуроченные к впадинам древ­них глыбовых гор;

4) Нефтегазоносные бассейны, связанные с впадинами молодых горных сооружений.

3. 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

Основы геологии нефти и газа. Брод И.О. Еременко Н.А. Москва, 1957.
Геология и Геохимия нефти и газа. Б.А. Соколов О.К. Баженов. МГУ, 2000.
Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. И.В. Высоцкий и др. Москва, 1990.