1
О волновой природе напряжений и деформаций и механизме концентрации пи в земной коре / Re: О волновой природе напряжений и деформаций и механизме концентрации пи
« Последний ответ от Устьянцев Валерий Николаевич Сегодня в 04:28:40 pm »Следующий крупный этап накопления осадков плитного чехла, отделенный от предыдущего длительным ранне-среднепалеозойским континентальным перерывом и характеризующийся началом формирования типичных платформенных антеклиз и синеклиз и зон нефтегазонакоп-ления различных типов, соответствует среднедевонско-раннекаменноугольному трансгрессивно-регрессивному циклу. Начало этого цикла, как и предшествовавшего поздневендского, также сопрождалось образованием крупных синеклиз, наложенных на более древние структуры. Весьма характерной являлась уже упоминавшаяся ранее наложенная Камско-Бузулукская палеосинеклиза, сформировавшаяся в восточной части Русской плиты в течение первой трансгрессивной фазы цикла — в эйфельско-раннефранский его этап. Эта палеосинеклиза и ее бортовые зоны вмещают региональный Волго-Уральский ареал промышленной нефтегазоносности эйфельско-нижнефранской терригенной сингенетично-нефтегазоносной формации. На этом этапе снова происходит формирование различных грабеновых форм и сбросов, характеризующих геодинамическую обстановку растяжения земной коры.
Начало следующего среднефранско-раннефаменского этапа ознаменовалось кардинальной сменой типов дислокаций и динамической обстановки. Полностью прекратили развитие и перешли в погребенное состояние грабеновые формы, а на смену им пришли линейные флексурные складки, возникшие в обстановке сжатия над прибортовыми зонами рифейских или эйфельско-раннефранских грабенов (крупного или среднего размера).
На среднефранско-раннефаменском этапе Камско-Бузулукская палеосинеклиза претерпела существенную тектоническую перестройку, в частности связанную с возрождением некоторых рифейских тектонических швов. Это обусловило наложенный относительно ряда региональных тектонических форм указанной синеклизы характер размещения новообразованных некомпенсированных прогибов Камско-Кинельской системы. Одновременно это вызвало изменение типа и размещения зон генерации углеводородов и зон нефтегазонакопления.
Заключительный этап среднедевонско-раннекаменноугольного цикла, завершившегося в ранневизейское время относительно кратковременным континентальным перерывом, характеризовался постепенным затуханием тектонической дифференциации.
Начало нового крупного тектоно-седиментационного визойско-раннепермского цикла вновь ознаменовалось коренным изменением положения основных зон опускания (крупные впадины), резко сместившихся на восток к Уралу и на юг в Прикаспий. Камско-Бузулукская палеосинеклиза оказалась практически полностью тектонически переработанной, за исключением ее самой южной части, и перешла в погребенное состояние. Вместе стем средне-позднекаменноугольные и раннепермские впадины, по крайней мере восточная Приуральская, как и области максимальных опусканий, формировавшиеся на начальных этапах более ранних циклов, также обнаружили резко наложенный характер относи тельно региональных структур предшествующего среднедевонско-ранневизейского этапа. Это закреплено в современных резко несогласных в плане соотношениях Предуральского краевого прогиба с погребенными прогибами Камско-Кинельской системы и другими более древними региональными палеоформами. Вместе с областями основных прогибаний (впадины) мигрировали и зоны преимущественного накопления органического вещества и вероятной генерации углеводородов, что обусловило появление новых контуров ареалов сингенетичной нефтегазоносности.
Наложенный тип свойствен также и остаточным мезозойско-кайнозойским впадинам восточной части Русской плиты, лишенным промышленной нефтегазоносности.
Таким образом, одним из важнейших результатов стадийно-направленного развития древней плиты и циклического литогенеза явился наложенный характер областей основных прогибаний, развившихся на на чальных этапах каждого нового цикла, относительно структур предыдущего. Это в первую очередь определило отсутствие полного подобия в размещении и форме региональных ареалов промышленной нефтегазоносности ряда сингенетично-нефтегазоносных комплексов. Вторая важная черта заключается в том, что в каждом из таких комплексов размещение залежей нефти и газа и зон нефтегазонакопления определяется особенностями. расположения и характером пространственного группирования ловушек различного генезиса, часто не совпадающими в разных комплексах, а не крупными современными региональными формами-сводами и впадинами.
Пространственно-генетические общности залежей нефти и газа — зоны нефтегазонакопления — в природных резервуарах образуют регионально обособленные ассоциации (системы) сопроисхождения или, частично, сонахождения [Клубов, 1978], принадлежащие как латеральным, таки вертикальным рядам группирования ловушек. В первом случае ловушки сопроисхождения образуются в составе одного и того же природного резервуара (сингенетично-нефтегазоносной комплекс) и генетически относятся к типам терригенно (или биогермно) - аккумулятивных, денудационно-аккумулятивных и эрозионно-останцовых (в процессе развития — эрозионно-тектонических) форм. Эти так называемые неантиклинальные ловушки охватывают обычно узкие стратиграфические интервалы, развиваются за короткий срок и в подавляющем большинстве носят погребенный характер. Генетически они наиболее тесно связаны с постадийной литолого-палеогеографической и палеогеоморфологической дифференциацией осадочного заполнения НГБ.
К ассоциациям ловушек сопроисхождения относятся также вертикальные ряды группирования, охватывающие несколько смежных сингенетично-нефтегазоносных комплесов или весь осадочный разрез бассейна. Это разного рода дислокации — складки и локальные поднятия кон-или постседиментационного развития, относящиеся по типу к тектогенным (антиклинальные ловушки). Они чаще всего принадлежат к сквозным структурам. Тектоническое развитие таких ловушек обычно проявляется в неравномерном по величине и знаку изменении во времени их амплитуд, а пространственное размещение обусловлено региональным планом распределения тектонических напряжений в целом и в каждом отдельном блоке земной коры. Чаще всего эти напряжения разряжаются формированием региональной сети разломов, которым в своем размещении и подчиняются системы дислокационных ловушек, составляющих зоны нефтегазонакопления.
Тектонические зоны нефтегазонакопления могут пересекать разные на разных стратиграфических уровнях зоны атектогенного типа. В узлах пересечения таких зон образуются сложные или комбинированные ловушки. Это ловушки (и зоны) сонахождения.
Следовательно, в отдельных сингенетично-нефтегазоносных комплексах или в структурных этажах существуют самостоятельные пространственно-обособленные зоны нефтегазонакопления тектогенного или палео-геоморфогенного типа, проекции которых могут соотноситься по-разному: не совпадать, пересекаться в плане, частично или полностью совпадать между собой, образуя в последних случаях зоны комбинированного типа. На фоне постадийного развития платформенного чехла все эти зоны нефтегазонакопления характеризуются рядом отличительных черт, которые могут быть наиболее четко вскрыты с помощью некоторых основных моделей.
Первая модель характеризует условия развития сквозных практически по всему разрезу НГБ тектогенных зон нефтегазонакопления [Мкртчян, 1976]. Пространственно и генетически они связаны с рифейскими грабенами и с эйфельско-нижнефранскими унаследованными или наложенными на эти последние крупными и средними грабенообразными палеоструктурами.
Развитие ассоциаций тектогенных ловушек (флексурные складки) проходит две стадии: начальную -растяжение (образование грабена) и конечную — сжатие, вследствие чего развивается до четырех типов валов: внутриграбеновых и надграбеновых, прибортовых и надбортовых.
Со стадией сжатия связано также формирование линейно-прерывистых цепочек поздних горстовидных поднятий. Еще два типа тектогенных зон нефтегазонакопления связаны со структурами растяжения — пашийско-кыновскими микрограбенами и остаточными (ранними) горстообразными формами. Других типов тектогенных зон на древней платформе не обнаружено.
Второй ряд включает ловушки аккумулятивного и эрозионного типа. Терригенные песчаные аккумулятивные ловушки и эрозионные формы формируются главным образом на начальном трансгрессивном и заключительном регрессивном этапах осадочного цикла. Карбонатные органогенные ловушки — различного рода постройки — образуются в основном на средних этапах циклов, в условиях наиболее широких морских трансгрессий, и обычно сопровождают формирование некомпенсированных прогибов. Среди них различают маломощные шельфовые биогермы, сооружения барьерного типа и рифовые массивы островного и атолловидного кольцевого типа.
Шельфовые биогермы генетически связаны с региональными биогермно-карбонатными палеошельфами, закономерно приурочены к их внешним частям, которые характеризуются наибольшей мощностью слагающего карбонатного комплекса. Указанные постройки отсутствуют во внутренней (центральной) части палеошельфа, выделяющейся регионально сокращенными мощностями и стратиграфическим объемом отложений, составляющих шельф.
Сооружения барьерного типа , если они получают развитие, располагаются в краевой зоне шельфа, обращенной к некомпенсированному бассейну. Рифогенные постройки островного и атолловидного кольцевого типов распространены только в пределах некомпенсированных прогибов, где они размещаются в зависимости от конседиментационного палеогеоморфологического и палеотектонического расчленения дна бассейна.
Изложенное позволяет подчеркнуть, что стадийность тектонической эволюции древней платформы находит выражение в последовательной смене генетических типов не только крупных тектонических форм и осадочных бассейнов, обусловливая ход процессов нефтегазообразования, но и малых структур, играющих главную роль в нефтегазонакоплении.
В связи с этим, помимо исследования главных стадий развития платформ, все более очевидной становится высокая научная и практическая значимость анализа существенно более дробных этапов тектонической эволюции и осадконакопления НГБ древних платформ.
Литература
• Валеев Р.Н., Клубов В.А., Островский М.Н. Сравнительный анализ условий формирования и пространственного размещения авлакогенов Русской платформы. — Сов. геол., 1969, № 4.
• Клубов В.А. Палеоструктурный анализ восточных районов Русской платформы. М.: Недра, 1973.
• Клубов В.А. Нефтегазоносные ловушки как система. — В кн.: Поисково-разведочные работы на нефть и газ. М., 1978. (Тр. ИГиРГИ; Вып. 17).
• Крылов Н.А., Корж М.В. Осадочные бассейны молодых платформ (эволюция и нефтегазоносность) . - В кн.: Закономерности формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений. М., 1978. (Тр. ИГиРГИ; Вып. 16).
• Максимов С.П., Еременко Н.А., Ботнева Т.И. и др. О цикличности процессов нефтегазообразования. — В кн.: Губкинские чтения. М.: Недра, 1972.
• Мкртчян О.М. О пространственно-генетической связи тектонических валов с грабенообразными палеоструктурами (на примере Куйбышевского Заволжья) — Докл. АН СССР, 1976, т. 228, №3.
• Успенская Н.Ю. Закономерности распространения нефтегазоносности в платформенном чехле Сибирско-Туранской и Западно-Европейской платформы. — В кн.: Генезис нефти и газа. М.: Недра, 1967.
Начало следующего среднефранско-раннефаменского этапа ознаменовалось кардинальной сменой типов дислокаций и динамической обстановки. Полностью прекратили развитие и перешли в погребенное состояние грабеновые формы, а на смену им пришли линейные флексурные складки, возникшие в обстановке сжатия над прибортовыми зонами рифейских или эйфельско-раннефранских грабенов (крупного или среднего размера).
На среднефранско-раннефаменском этапе Камско-Бузулукская палеосинеклиза претерпела существенную тектоническую перестройку, в частности связанную с возрождением некоторых рифейских тектонических швов. Это обусловило наложенный относительно ряда региональных тектонических форм указанной синеклизы характер размещения новообразованных некомпенсированных прогибов Камско-Кинельской системы. Одновременно это вызвало изменение типа и размещения зон генерации углеводородов и зон нефтегазонакопления.
Заключительный этап среднедевонско-раннекаменноугольного цикла, завершившегося в ранневизейское время относительно кратковременным континентальным перерывом, характеризовался постепенным затуханием тектонической дифференциации.
Начало нового крупного тектоно-седиментационного визойско-раннепермского цикла вновь ознаменовалось коренным изменением положения основных зон опускания (крупные впадины), резко сместившихся на восток к Уралу и на юг в Прикаспий. Камско-Бузулукская палеосинеклиза оказалась практически полностью тектонически переработанной, за исключением ее самой южной части, и перешла в погребенное состояние. Вместе стем средне-позднекаменноугольные и раннепермские впадины, по крайней мере восточная Приуральская, как и области максимальных опусканий, формировавшиеся на начальных этапах более ранних циклов, также обнаружили резко наложенный характер относи тельно региональных структур предшествующего среднедевонско-ранневизейского этапа. Это закреплено в современных резко несогласных в плане соотношениях Предуральского краевого прогиба с погребенными прогибами Камско-Кинельской системы и другими более древними региональными палеоформами. Вместе с областями основных прогибаний (впадины) мигрировали и зоны преимущественного накопления органического вещества и вероятной генерации углеводородов, что обусловило появление новых контуров ареалов сингенетичной нефтегазоносности.
Наложенный тип свойствен также и остаточным мезозойско-кайнозойским впадинам восточной части Русской плиты, лишенным промышленной нефтегазоносности.
Таким образом, одним из важнейших результатов стадийно-направленного развития древней плиты и циклического литогенеза явился наложенный характер областей основных прогибаний, развившихся на на чальных этапах каждого нового цикла, относительно структур предыдущего. Это в первую очередь определило отсутствие полного подобия в размещении и форме региональных ареалов промышленной нефтегазоносности ряда сингенетично-нефтегазоносных комплексов. Вторая важная черта заключается в том, что в каждом из таких комплексов размещение залежей нефти и газа и зон нефтегазонакопления определяется особенностями. расположения и характером пространственного группирования ловушек различного генезиса, часто не совпадающими в разных комплексах, а не крупными современными региональными формами-сводами и впадинами.
Пространственно-генетические общности залежей нефти и газа — зоны нефтегазонакопления — в природных резервуарах образуют регионально обособленные ассоциации (системы) сопроисхождения или, частично, сонахождения [Клубов, 1978], принадлежащие как латеральным, таки вертикальным рядам группирования ловушек. В первом случае ловушки сопроисхождения образуются в составе одного и того же природного резервуара (сингенетично-нефтегазоносной комплекс) и генетически относятся к типам терригенно (или биогермно) - аккумулятивных, денудационно-аккумулятивных и эрозионно-останцовых (в процессе развития — эрозионно-тектонических) форм. Эти так называемые неантиклинальные ловушки охватывают обычно узкие стратиграфические интервалы, развиваются за короткий срок и в подавляющем большинстве носят погребенный характер. Генетически они наиболее тесно связаны с постадийной литолого-палеогеографической и палеогеоморфологической дифференциацией осадочного заполнения НГБ.
К ассоциациям ловушек сопроисхождения относятся также вертикальные ряды группирования, охватывающие несколько смежных сингенетично-нефтегазоносных комплесов или весь осадочный разрез бассейна. Это разного рода дислокации — складки и локальные поднятия кон-или постседиментационного развития, относящиеся по типу к тектогенным (антиклинальные ловушки). Они чаще всего принадлежат к сквозным структурам. Тектоническое развитие таких ловушек обычно проявляется в неравномерном по величине и знаку изменении во времени их амплитуд, а пространственное размещение обусловлено региональным планом распределения тектонических напряжений в целом и в каждом отдельном блоке земной коры. Чаще всего эти напряжения разряжаются формированием региональной сети разломов, которым в своем размещении и подчиняются системы дислокационных ловушек, составляющих зоны нефтегазонакопления.
Тектонические зоны нефтегазонакопления могут пересекать разные на разных стратиграфических уровнях зоны атектогенного типа. В узлах пересечения таких зон образуются сложные или комбинированные ловушки. Это ловушки (и зоны) сонахождения.
Следовательно, в отдельных сингенетично-нефтегазоносных комплексах или в структурных этажах существуют самостоятельные пространственно-обособленные зоны нефтегазонакопления тектогенного или палео-геоморфогенного типа, проекции которых могут соотноситься по-разному: не совпадать, пересекаться в плане, частично или полностью совпадать между собой, образуя в последних случаях зоны комбинированного типа. На фоне постадийного развития платформенного чехла все эти зоны нефтегазонакопления характеризуются рядом отличительных черт, которые могут быть наиболее четко вскрыты с помощью некоторых основных моделей.
Первая модель характеризует условия развития сквозных практически по всему разрезу НГБ тектогенных зон нефтегазонакопления [Мкртчян, 1976]. Пространственно и генетически они связаны с рифейскими грабенами и с эйфельско-нижнефранскими унаследованными или наложенными на эти последние крупными и средними грабенообразными палеоструктурами.
Развитие ассоциаций тектогенных ловушек (флексурные складки) проходит две стадии: начальную -растяжение (образование грабена) и конечную — сжатие, вследствие чего развивается до четырех типов валов: внутриграбеновых и надграбеновых, прибортовых и надбортовых.
Со стадией сжатия связано также формирование линейно-прерывистых цепочек поздних горстовидных поднятий. Еще два типа тектогенных зон нефтегазонакопления связаны со структурами растяжения — пашийско-кыновскими микрограбенами и остаточными (ранними) горстообразными формами. Других типов тектогенных зон на древней платформе не обнаружено.
Второй ряд включает ловушки аккумулятивного и эрозионного типа. Терригенные песчаные аккумулятивные ловушки и эрозионные формы формируются главным образом на начальном трансгрессивном и заключительном регрессивном этапах осадочного цикла. Карбонатные органогенные ловушки — различного рода постройки — образуются в основном на средних этапах циклов, в условиях наиболее широких морских трансгрессий, и обычно сопровождают формирование некомпенсированных прогибов. Среди них различают маломощные шельфовые биогермы, сооружения барьерного типа и рифовые массивы островного и атолловидного кольцевого типа.
Шельфовые биогермы генетически связаны с региональными биогермно-карбонатными палеошельфами, закономерно приурочены к их внешним частям, которые характеризуются наибольшей мощностью слагающего карбонатного комплекса. Указанные постройки отсутствуют во внутренней (центральной) части палеошельфа, выделяющейся регионально сокращенными мощностями и стратиграфическим объемом отложений, составляющих шельф.
Сооружения барьерного типа , если они получают развитие, располагаются в краевой зоне шельфа, обращенной к некомпенсированному бассейну. Рифогенные постройки островного и атолловидного кольцевого типов распространены только в пределах некомпенсированных прогибов, где они размещаются в зависимости от конседиментационного палеогеоморфологического и палеотектонического расчленения дна бассейна.
Изложенное позволяет подчеркнуть, что стадийность тектонической эволюции древней платформы находит выражение в последовательной смене генетических типов не только крупных тектонических форм и осадочных бассейнов, обусловливая ход процессов нефтегазообразования, но и малых структур, играющих главную роль в нефтегазонакоплении.
В связи с этим, помимо исследования главных стадий развития платформ, все более очевидной становится высокая научная и практическая значимость анализа существенно более дробных этапов тектонической эволюции и осадконакопления НГБ древних платформ.
Литература
• Валеев Р.Н., Клубов В.А., Островский М.Н. Сравнительный анализ условий формирования и пространственного размещения авлакогенов Русской платформы. — Сов. геол., 1969, № 4.
• Клубов В.А. Палеоструктурный анализ восточных районов Русской платформы. М.: Недра, 1973.
• Клубов В.А. Нефтегазоносные ловушки как система. — В кн.: Поисково-разведочные работы на нефть и газ. М., 1978. (Тр. ИГиРГИ; Вып. 17).
• Крылов Н.А., Корж М.В. Осадочные бассейны молодых платформ (эволюция и нефтегазоносность) . - В кн.: Закономерности формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений. М., 1978. (Тр. ИГиРГИ; Вып. 16).
• Максимов С.П., Еременко Н.А., Ботнева Т.И. и др. О цикличности процессов нефтегазообразования. — В кн.: Губкинские чтения. М.: Недра, 1972.
• Мкртчян О.М. О пространственно-генетической связи тектонических валов с грабенообразными палеоструктурами (на примере Куйбышевского Заволжья) — Докл. АН СССР, 1976, т. 228, №3.
• Успенская Н.Ю. Закономерности распространения нефтегазоносности в платформенном чехле Сибирско-Туранской и Западно-Европейской платформы. — В кн.: Генезис нефти и газа. М.: Недра, 1967.