Бассейны предорогенной, раннеорогенной и посторогенной стадий эволюции литосферы

Переход к следующему этапу развития литосферы — полному «захлопыванию» океанической впадины в результате столкновения материковых краев литосферных плит (рис. 1-1а-е), сопровождающемуся процессами орогенеза, осуществляется постепенно и многоступенчато. Он включает длительный период, когда происходит значительное количество более мелких столкновений пассивных окраин, островных дуг, цепочек подводных гор и микроконтинентов (современная граница между Австралйской и Евроазиатской плитами). В течении этого этапа развития осадочные бассейны преобразуются или частично разрушаются, а их реликты входят в состав орогенных бассейнов предгорного или межгорного типа (Ушаков, Галушкин, 1983; Алиева, Ушаков, 1985). Для шовных зон, сформированных в условиях сжатия, характерно наличие систем надвигов со значительными горизонтальными перемещениями; причем под надвинутыми сложноскладчатыми пластинами горных гряд могут сохраняться относительно слабо деформированные и практически неметаморфизированные осадочные отложения пассивной переходной зоны. При столкновении литосферных плит отложения пассивной окраины могут быть «содраны» субдуцирующей плитой и смяты в складки, образующие обрамление предгорного бассейна - внешнюю («миогеосинклинальную») зону складчатых сооружений (Загрос, Восточные Кордильеры Каяады). Эта зона часто оказывается надвинутой на осадочное выполнение предгорного прогиба, «платформенная» часть которого, залегающая под молассами, также представляет собой комплекс отложений древней пассивной окраины (Кучерук и др., 1982). Иногда комплексы отложений пассивной окраины прослеживаются на больших расстояниях (до 160 км в Аппалачах) под надвинутыми на них комплексами отложений бывшей активной окраины («эвгеосинклинали») или породами кристаллического фундамента. Нефтегазоносность комплексов пассивной окраины в пределах внешней зоны складчатого сооружения известна в Загросе, в надвиговых пластинах и под надвигами (в том числе под породами красталлического фундамента) — в Кордильерах США и Канады (Кучерук и др., 1982), в «фундаменте», сложенном тектоническими покровами, — в Венском бассейне. Наиболее крупные месторождения передовых (предгорных) прогибов связаны с их нижним, «платформенным» этажом, т. е. также с комплексом отложений пассивной окраины (Месопотамский, Западноканадский, Аквитанский, Предкавказские бассейны). По мере захоронения комплекса отложений пассивной окраины под молассами предгорного прогиба и их пододвигания под формирующийся ороген происходит дополнительная генерация углеводородов в материнских толщах этого комплекса и их региональная латеральная миграция вверх по восстанию. В межгорных бассейнах отложения бывшей пассивной окраины часто слагают крупные тектонические покровы, подстилающие орогенный комплекс. Во всех этих случаях они остаются перспективными для поисков нефти и газа. Нефтегазоносность комплексов пассивной окраины в пределах внешней зоны складчатого сооружения известна в Загросе, в надвиговых пластинах и под надвигами (в том числе под породами красталлического фундамента) — в Кордильерах США и Канады (Кучерук и др., 1982), в «фундаменте», сложенном тектоническими покровами, — в Венском бассейне. Наиболее крупные месторождения передовых (предгорных) прогибов связаны с их нижним, «платформенным» этажом, т. е. также с комплексом отложений пассивной окраины (Месопотамский, Западноканадский, Аквитанский, Предкавказские бассейны). Ряд геологов-нефтяников считают, что сами орогенические пояса и зоны сжатия не относятся к местам, благоприятным для формирования достаточно протяжённых, проницаемых путей миграции УВ. Напротив, в силу обилия активных разломов, складок, гетерогенного осадконакопления вертикальные или относительно короткие по горизонтали пути миграции будут более типичны для этих областей (Кучерук и др., 1982). И действительно, просачивание и выходы нефти на поверхность, её биодеградация – довольно частые явления для активных орогенных областей. Но к их преимуществам относится обилие антиклинальных ловушек, приуроченных к складкам, сформированным в обстановке сжатия. Поэтому большую роль, особенно на складчатом борту передового прогиба, будет играть вертикальная миграция углеводородов по разломам из отложений пассивной окраины в перекрывающие отложения передового прогиба (например, в Месопотамском бассейне; Кучерук и др., 1982). Часть нефти и газа сохраняется в поднадвиговых зонах, часто образуя там крупные скопления. Примером могут служить обнаруженные в конце 70-х годов XX в. богатейшие месторождения нефти и газа под надвигами Скалистых гор и Аппалачей, под офиолитовым покровом на Кубе, в Швейцарских Альпах, Новой Зеландии, провинции Загрос и других районах мира. В России это прежде всего район Урала, где по результатам бурения и сейсмическим данным под складчатым комплексом Уральских гор на глубинах 3-4 км находятся слабодислоцированные и почти горизонтальные платформенные комплексы (Гаврилов, 1998). Другими перспективными районами для поиска поднадвиговых месторождений углеводородов являются Северный Урал, Новая Земля, Пай-Хой и, конечно, Верхоянский антиклинорий, надвинутый на восточный край Сибирской платформы, где в зоне контакта располагаются Предверхоянский и Лено-Анабарский передовые прогибы, продолжающиеся в море Лаптевых (Гаврилов, 1998).

Здесь нельзя не сказать об уникальных месторождениях Персидского залива, происхождение которых некоторые исследователи связывают исключительно с тектоническим влиянием зоны Загрос (Сорохтин, Ушаков, 2002). Однако, многие геологи придерживаются иного мнения. Они полагают, что формирование такого уникального нефтегазового района, как Персидский пролив, обязано исключительно благоприятному стечению нескольких обстоятельств, среди которых тектонический фактор Загроса, хотя и имел определённое влияние, но не был решающим (Высоцкий, Кучерук, 1978). Последнее подтверждается и тем, что ширина передовых прогибов (области влияния орогенов) не превышает, как правило, 200 км, тогда как месторождения рассматриваемой области распределены в зоне шириной 400-800 км от границы Загроса (Kamen-Kaye, 1970; Высоцкий, Кучерук, 1978; Murris, 1981; Артюшков, 1993). К числу благоприятных обстоятельств формирования месторождений Персидского залива относят прежде всего обширность, длительность и непрерывность прогибания территории бассейна, отсутствие длительных инверсионных воздыманий. Преимущественный режим погружения в геологическом развитии бассейна привёл не только к накоплению здесь огромного объема осадочных пород и органического вещества, но и к широкому развитию нефтегазоматеринских отложений, пород-коллекторов и региональных флюидоупоров, т. е. к наиболее благоприятному сочетанию условий генерации углеводородов, аккумуляции их в залежи и консервации скоплений. Нефтегазоматеринские породы присутствуют практически во всем разрезе осадочного чехла и наиболее широко развиты в мезозойских отложениях, с которыми связано основное количество залежей нефти и газа (Высоцкий, Кучерук, 1978). Широкое развитие мощных карбонатных толщ, характеризующихся высокой матричной пористостью и вторичной интенсивной трещиноватостью, а также мощных пачек высокопористых песчаников обусловило высокие емкостные и фильтрационные качества разреза. Суммарный объем природных резервуаров всех комплексов отложений только до глубины 7 км превышает 1,5 млн. км³, а в целом для бассейна превышает 2,5 млн. км³.

Максимальным генерационным потенциалом на рассматриваемой территории обладают нижнемеловые материнские отложения. В Месопотамском прогибе к ним относятся глубоководные высокобитуминозные мергели «эвксинской фации». Основная масса углеводородов, генерированных в нижнемеловых отложениях, мигрировала в коллекторы в верхнемеловых—олигоцен-нижнемиоценовых отложениях. Нефтегазообразование можно связывать и с тёмными битуминозными глинами и глинистыми сланцами, переслаивающимися с песчаниками свит Ратави, Зубейр и отчасти Бурган и Нахр-Умр (нижний мел), которые содержат крупнейшие нефтяные скопления в центральном и южном Кувейте и Саудовской Аравии. Равномерное погружение и отсутствие инверсионных движений привело к тому, что генерирующие отложения попали в условия нефтеобразования уже к концу позднего мела (т.е. до момента, когда в ларамийскую фазу тектогенеза были сформированы ловушки в нижнемеловых коллекторах). Заполнению ловушек способствовала ранняя генерация углеводородов (Высоцкий, Кучерук, 1978). В позднем мелу и кайнозое после слабых кратковременных поднятий здесь имел место ещё ряд быстрых погружений. Некоторые из горизонтов относительно глубоководных глинистых отложений этого времени являются хорошими покрышками (Артюшков, Бэер, 1987). Таким образом, благоприятная история осадконакопления, относительно высокий тепловой поток, характерный для района в течение мела и кайнозоя, вместе с обилием нефтематеринских пород и резервуаров явились основными факторами формирования уникальных месторождений Персидского залива.

Большой интерес в пределах орогена представляют межгорные впадины, сформированные здесь в процессе аккреции микроконтинентов и зачастую сохраняющие осадочный чехол предшествующих стадий развития. Осадочные бассейны, образованные во время островодужной стадии эволюции литосферы, обычно редко сохраняются на последующем этапе ее развития, «раздавливаясь» в процессе формирования орогена после «захлопывания» океанической впадины. После снятия сжимающих напряжений в пределах горных сооружений начинается затухание тектонических движений и нивелировка рельефа в результате эрозии. На этом завершающем эволюционный цикл пассивном этапе развития континентальной литосферы происходит формирование сложных внутри-и окраинно-кратонных синеклиз типа Большого Артезианского бассейна Австралии. Верхний пологозалегающий чехол в таких бассейнах подстилается осадочными отложениями, заполнявшими разнообразные бассейны предшествующих стадий эволюции (Ушаков, Галушкин, 1983).