Д.А. Астафьев, В.А. Скоробогатов, ((ООО “ВНИИгаз”)
Первоочередным крупным районом развития газодобычи на севере Западной Сибири в ближайшие (до 2010 г.) и последующие годы является п-ов Ямал, в недрах которого остается весьма значительная часть неразведанных ресурсов УВ (Строганов Л.В, Скоробогатов В.А., 2004). Из приведенных данных видно, что в недрах Ямала остается весьма значительная неразведанная часть ресурсов УВ, позволяющая восполнять разведанную в процессе добычи. Анализ закономерностей и особенностей размещения разнофазовых и различных по размерам месторождений, а также условий формирования и сохранности залежей УВ позволил установить, что главным критерием контроля нефтегазоносности недр Ямала служит структурно-тектонический фактор. Влияние литологического ограничения коллекторов по латерали, стратиграфического, дизъюнктивного, гидродинамического и других факторов будет подчиненным, т.е. только в контурах антиклинальных структур, в редких случаях на структурных носах, террасах и межструктурных ложбинах. Исключение составляют редкие залежи УВ в коллекторах баженовской свиты на Салымском месторождении, но в пределах Ямала условия формирования залежей УВ в баженовской свите неблагоприятны (Кислухин В.И., Брехунцова Е.А., Шрейнер А.А., 2003). Очевидно, что неразведанная часть ресурсов здесь также будет приурочена преимущественно к антиклинальным структурам, образующим смежные с известными зоны поднятий, валы и мегавалы, в контурах которых создаются наиболее благоприятные условия для формирования ловушек как собственно антиклинального типа, так и в комбинации с литологическим замещением, выклиниванием, стратиграфическим несогласием, тектоническим экранированием и возможными другими ограничениями пластов-коллекторов. Таким образом, для прогноза зон нефтегазонакопления очень важно знать особенности тектонического строения Ямала, причем как для осадочного чехла, так и консолидированной части коры, включая переходный комплекс. Поверхность последнего имеет наиболее контрастную дифференциацию и картируется сейсморазведкой с высокой достоверностью. О тектонике п-ова Ямал в настоящее время можно судить по результатам региональных и поисково-разведочных работ, прежде всего, на нефть и газ. Территория полуострова охвачена магнито- и гравиразведкой, сетью региональных профилей МОГТ субширотного простирания (профили 110, 110 Д, 111-114), а также пересечена профилями глубокого сейсмического зондирования: на севере это профиль Ямал – Кяхта, на юге – Воркута – Тикси. Согласно опубликованным материалам, п-ов Ямал в тектоническом отношении представляет собой гетерогенный блок континентальной коры молодой плиты (платформы), в разрезе которого присутствуют региональные разновозрастные структурно-вещественные мегакомплексы, выделенные В.С.Сурковым с соавторами (1986) для всего нефтегазоносного бассейна: дорифейский, венд-силурийский, девон-среднетриасовый, нижне-среднетриасовый (рифтовый) и средний триас – эоценовый (плитный). Другие исследователи связывают образование фундамента Ямала с результатом байкальского тектогенеза (Ямало-Тазовский кратон) на севере и позднегерцинско-ранне-киммериджского – на юге [3] или только герцинского возраста (Бочкарев В.С., 1987). Такие взгляды базируются на фиксистской концепции эволюции литосферы, тем не менее они вполне отражают, по крайней мере, одну важную особенность в этом процессе – вертикальную аккрецию за счет надслаивания коры в результате осадконакопления, магматизма взбросо- и надвигообразования [2]. Интерпретация этого же материала на геодинамической основе дает другую модель коры полуострова, учитывающую кроме вертикальной и латеральную аккрецию изначально разрозненных элементов. В модели С.В.Аплонова (1987) в строении Ямальского блока участвует кора океанического типа пермь-триасового возраста в северной его части, палеоостроводужная система девон-раннекаменноугольного возраста Нурминской зоны (в средней части), офиолитовый пояс, а также Байдарацкая островная дуга, обрамляющая Щучинский микроконтинент в южной части. В 1996 г. эта модель была существенно изменена [1]. На севере п-ова Ямал вместо наиболее широкой зоны Обского палеоокеана выделен Малыгинский микроконтинент, а вся центральная часть Карского моря показана в качестве остаточного дотриасового океанского бассейна, перекрывающего практически всю Русановско-Скуратовскую зону поднятий и другие крупные приподнятые блоки. Резкое отличие этих моделей прежде всего заключается в трактовке природы фундамента, его структурно-вещественных комплексов, например, океаническая кора триасового возраста в пределах северной части полуострова вместо протерозойского массива, перекрытого венд-палеозойскими комплексами пород, по фиксистской модели. Поскольку тектоника фундамента в значительной мере определяет тектонику осадочного чехла и размещение зон нефтегазонакопления, в данном случае требуются повторное рассмотрение фактических материалов и их анализ с учетом современных воззрений на генезис бассейна. К настоящему времени в пределах п-ова Ямал можно считать достоверно установленными следующие структурные элементы: в фундаменте это северный и южный блоки, отличающиеся по времени формирования, составу, структуре и другим параметрам; Ямальский грабен позднепермь-триасового или триасового возраста, разделяющий эти блоки; явное присутствие разломов, особенно контрастно выраженнных в подошве осадочного чехла; известные мегавалы и изометричные поднятия антиклинального типа (Северо-Ямальский, Среднеямальский, Центрально-Ямальский, Нурминский, западная часть Геофизического, Южно-Ямальский), имеющие несколько увеличенную мощность консолидированной коры, к которым приурочены локальные положительные структуры с месторождениями преимущественно газа и газоконденсата в осадочном чехле, разделенные прогибами, седловинами и впадинами с минимальными значениями мощности консолидированной коры. Рельеф поверхности Мохоровичича по материалам глубокого сейсмического зондирования, грави- и магнитометрическим вычислениям в пределах п-ова Ямал имеет заметно высокие значения, хотя и отличающиеся по данным разных авторов. Согласно схемам В.С.Суркова и др. (1986) в южной части полуострова поверхность Мохоровичича фиксируется на глубине 33 км, а в северной – 34-39 км с диагональным простиранием изогипс компланарно Ямальскому грабену. На схеме Н.Я.Кунина и Х.А.Самойлюка (1982) глубина залегания поверхности Мохоровичича в северной части полуострова составляет 37 км, резко погружаясь в южной части до 46 км. В любом случае можно утверждать, что мощность консолидированной коры п-ова Ямал между отражающими поверхностями консолидированных пород фундамента и Мохоровичича сокращена неравномерно и изменяется примерно от 27 км на севере до 35 км на юге, увеличиваясь под мегавалами и сводами и уменьшаясь под грабен-рифтами. Очевидно, что такая кора является результатом неравномерной деструкции в процессе вероятно унаследованного неоднократного рифтогенеза. По данным сейсморазведки и бурения поверхность консолидированных пород фундамента, залегающая на глубине 12-13 км на севере п-ова Ямал, воздымающаяся к югу до 3 км, перекрыта мощной (4-6 км на севере и 1-4 км на юге) толщей палеозойских и, вероятно, верхнепротерозойских (рифейских) пород на юге полуострова. Так, в скв. 60 в приосевой части Нурминского антиклинория в районе Новопортовской структуры вскрыты слюдяные сланцы рифейского возраста (Сурков В.С. и др., 1986). На северном продолжении Нурминского мегавала в береговой зоне Байдарацкой губы доюрские породы переходного комплекса отсутствуют. Таким образом, очевидные различия параметров структурно-вещественных комплексов доюрских пород, включая консолидированную кору, для северной и южной частей п-ова Ямал, действительно, свидетельствуют о его блоковом строении. При этом северный блок имеет существенно меньшие значения мощности консолидированной коры, чем южный. Элементом раздела северного и южного блоков полуострова является Ямальский грабен (грабен-рифт, по Суркову В.С. и др., 1986) триасового (возможно, позднепермь-триасового возраста), который имеет северо-западное диагональное простирание. По мнению Н.В.Шаблинской (1976), с которым, вероятно, следует согласиться, Ямальский грабен-рифт относится к единой системе Ямало-Пуровского авлакогена [4]. Одной из ветвей этой системы на севере является Колтогорско-Уренгойский грабен-рифт. По результатам исследований, основанных на материалах магнитной съемки, С.В.Аплоновым (1987) в границах Ямало-Пуровского авлакогена выделены закономерные симметричные магнитные аномалии, аналогичные магнитным аномалиям для океанической коры. На этом основании в указанных границах выделен Обский палеоокеан. В таком варианте фундамент северо-восточной части п-ова Ямал является океаническим триасового возраста. Такая модель альтернативно объясняет область уменьшенных мощностей приосевой области Западно-Сибирского бассейна, гетерогенность и гетерохронность фундамента и переходного комплекса, допускает латеральную и вертикальную кинематику гетерогенных блоков фундамента и переходного комплекса, но, к сожалению, недостаточно учитывает современную тектонику и морфологию стратиграфических поверхностей в осадочном чехле, переходном комплексе и фундаменте, даже уже установленное размещение крупнейших зон нефтегазонакопления. Так, оси спрединга Обского палеоокеана [1] размещены между выделенными и в ряде подтвержденными грабен-рифтами пересечений (по В.С.Суркову), с уменьшенной мощностью консолидированной коры. Кроме того, оси спрединга обозначены вдоль или вкрест осей ранее выделенных гипсометрически приподнятых блоков (Уренгойского, Ямбургского, Северо-Ямальского), имеющих увеличенную мощность коры. Вместе с тем в палеоокеанической коре должны наблюдаться зоны уменьшенных мощностей бывших зон спрединга. Как один из важнейших признаков океанических рифтов должна сохраняться и вертикальная столбчатая структура дайкового комплекса [5]. В Обском палеоокеане этих признаков пока не обнаружено. Кроме того, на месте крупнейшей Русановско-Скуратовской зоны поднятий, являющейся богатейшей зоной нефтегазонакопления, оказался так называемый Южно-Карский океанический бассейн с корой уменьшенной мощности, хотя фактически там кора имеет увеличенную мощность, как и в пределах всех других известных структурных зон антиклинального типа. С учетом этих данных модель фундамента севера Западной Сибири с Обским палеоокеаном не согласуется со структурными характеристиками п-ова Ямал и западной части Гыданского полуострова, в пределах которых установлены гипсометрически приподнятые блоки Северо-Ямальского антиклинория (Гыданского и Северо-Гыданского сводов), имеющие ядра гранит-метаморфического слоя, вероятно, протерозойской консолидации, хотя в их пределах мощность коры уменьшена по сравнению с первоначальной в связи с мантийным замещением, но остается существенно большей по отношению к океанической коре. На юго-западной окраине п-ов Ямал пересечен еще одним грабеном – Байдарацким (в структуре фундамента – Байдарацкий прогиб), продолжающимся в Байдарацкую губу. Юго-западным краевым участком Ямала является Щучинский блок (синклинорий) по фундаменту, отделенный отчетливо выраженным глубинным разломом. Изложенные особенности строения южной и северной частей п-ова Ямал с учетом регионального и глубинного строения можно интерпретировать как результат влияния мощного позднепермь-триасового рифтогенеза, обусловившего формирование всего Западно-Сибирского мегабассейна. При этом максимальной, но неравномерной деструкции в результате мантийного замещения нижней коры, разломообразования и магматизма подверглись блоки земной коры, расположенные между Ямальским и Колтогорско-Уренгойским грабен-рифтами. По В.С.Суркову и другим, это – единое Северо-Ямальское межрифтовое поднятие. Южнее, в зоне максимальной деструкции, оказались Уренгойский блок, находящийся между Худуттейским грабен-рифтом и средней частью Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта, а также крупный Красноселькупский межрифтовый блок, расположенный между Колтогорско-Уренгойским и Худосейским грабен-рифтами субмеридионального простирания. На севере Красноселькупский межрифтовый блок ограничен ветвью Енисей-Хатангского грабен-рифта. Материалы глубинного сейсмического зондирования хорошо согласуются с приведенной интерпретацией (рис. 1). ![]()
Рис. 1. ГЕОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СЕВЕРА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ ПО ПРОФИЛЮ ВОРКУТА – ТИКСИ (по Д.А.Астафьеву, Н.А.Мельникову) Границы: 1 – Мохоровичича, 2 – консолидированных пород фундамента, 3 – Конрада, 4 – стратиграфических несогласий в осадочном чехле, 5 – стратиграфические в осадочном чехле, 6 – спрединга рифта; 7 – линия разлома; 8 – породы консолидированной коры разного возраста; 9 – базальты; 10 – интрузии долеритов; 11 – осадочно-вулканогенные породы; 12 – карбонатно-терригенные породы; 13 – залежи УВ; 14 – пробуренные скважины; месторождения (цифры в кружках): 1 – Мало-Ямальское, 2 – Ростовцевское, 3 – Семаковское, 4 – Антипаютинское, 5 – Северо-Соленинское, 6 – Мессояхское, 7 – Зимнее Однако в такой интерпретации эти блоки, скорее, не межрифтовые поднятия, а внутририфтовые, приподнятые относительно разделяющих их грабен-рифтов. Таким образом, на севере п-ова Ямал выделяется внутририфтовый блок, являющийся частью более крупного Северо-Ямальского (или Северо-Ямальско-Гыданского) блока. Южная часть п-ова Ямал отождествляется с окраинно-рифтовым Восточно-Байдарацким блоком. Важно, что на тектоническое строение этих блоков огромное влияние оказал позднепермь-триасовый рифтогенез, в процессе которого оба блока подверглись разломообразованию и дроблению на более мелкие (межразломные и, вероятно, межграбеновые) блоки. В процессе неравномерных нисходящих движений ранее денудированная поверхность межразломных и межграбеновых блоков оказалась еще более дифференцированной. В приразломных блоках образовались конседиментационные крупные валообразные поднятия, такие как Харасавэй-Бованенковское, Арктическо-Собъяхское, Новопортовско-Ямсовэйское в пределах Восточно-Байдарацкого блока, а в пределах Северо-Ямальского блока – Малыгино-Пэкседское и Преображенско-Зеленомысовское (Сурков В.С. и др., 1981). В береговой зоне севера полуострова выявлено Дровяное поднятие. Эти поднятия по системе разломов разделены впадинами и мегапрогибами с относительно меньшей толщиной консолидированной коры по сравнению с поднятиями. На Северо-Ямальском блоке это крупная Тиутейская впадина и Хабеинский мегапрогиб, на юге – Байдарацкий мегапрогиб. Структурообразующими и структуроконтролирующими факторами для осадочного чехла в пределах полуострова являются прежде всего плечевые зоны грабен-рифтов, приразломные зоны, а также эрозионные выступы в пределах межразломных и межграбеновых блоков, такие как Новопортовский, Бованенковский, Тамбейский и др. Исследования строения осадочного чехла и фундамента севера Западной Сибири, выполненные с учетом новых взглядов на глубинный механизм формирования осадочных бассейнов (Астафьев Д.А., 2002; 2003), вызывающий деструкцию и погружение земной коры в результате рифтогенных процессов, блоковую расчлененность, неравномерное погружение отдельных блоков в условиях поэтапной разносторонней аккреции континентальной литосферы, вызванной спредингом в океанических рифтах, позволили уточнить тектоническую модель п-ова Ямал. Элементами уточнения являются: вывод о деструкционно-дизъюнктивно-блоковом строении фундамента, переходного комплекса и нижней части осадочного чехла; признаки латеральной аккреции в осадочном чехле в виде конседиментационных структур; дополнительные грабен-рифты и структурные зоны, связанные с межграбеновыми блоками, разломами листрической и сдвиговой природы, частично претерпевшими возвратные движения. Все эти элементы выделены по материалам сейсморазведки и бурения, а также на основе анализа структурных карт по основным отражающим горизонтам – подошве мезозойского комплекса пород, кровле юры и сеномана. Контуры дополнительных грабен-рифтов повторяют мегапрогибы и прогибы, такие как Хабеинский, Белоостровский и другие, образование которых, учитывая их размеры и амплитуду, без рифтогенеза было бы невозможным. Такие грабен-рифты сформированы листрическими, встречными и сдвиговыми разломами без магматизма или со слабым его проявлением. Заложение грабен-рифтов, особенно в центральных и северных районах, вероятно, продолжалось в раннеюрское (геттангское и синемюрское) время, которому соответствуют зимняя и береговая свиты, чем и объясняется широкая зона сокращенной мощности коры под Западно-Сибирским бассейном. Выделенные грабен-рифтовые структуры п-ова Ямал определяют размеры, конфигурацию и простирание заключенных между ними относительно приподнятых блоков со сформировавшимися мегавалами в осадочном чехле, контролирующими расположение в плане локальных антиклинальных структур, являющихся ловушками УВ. В совокупности выявленные залежи УВ в пределах каждого мегавала образуют зоны нефтегазонакопления, закономерности размещения которых, учитывая их приуроченность в пределах конкретного блока относительно ближайших грабен-рифтов и разломов, позволяют прогнозировать еще не выявленные, вероятно, меньшие по размерам валообразные зоны, намечающиеся по аналогичному размещению известных месторождений УВ, а также выявленных и подготовленных к бурению перспективных на нефть и газ антиклинальных структур. Так, северный блок п-ова Ямал разделен по меньшей мере на три межграбеновых блока: Малыгинский, Тамбейский и Западно-Сеяхинский. Одним из элементов раздела этих межграбеновых блоков является ранее картируемый на структурных картах Хабеинский мегапрогиб с амплитудой до 2 км и более. Вероятно, этот мегапрогиб является грабен-рифтом, ответвляющимся в северо-восточном направлении от Ямальского грабен-рифта. Он разделяет Малыгинский и Тамбейский межграбеновые блоки. Вдоль западной береговой линии п-ова Ямал и далее через о-в Белый уверенно прослеживается Белоостровский грабен-рифт, также ответвляющийся в северо-восточном направлении от Ямальского грабен-рифта и отделяющий от Ямальского гетерогенного блока Русановско-Скуратовскую зону поднятий в Карском море. В этой связи нельзя исключить возможность отождествления с грабен-рифтовыми структурами прогибов между известными мегавалами: Среднеямальским и Преображенским, Тамбейским и Юрацким, Тамбейским и Западно-Сеяхинским (рис. 2). Это и послужило основанием для выделения Тамбейского и Западно-Сеяхинского межграбеновых блоков. Перечисленные межграбеновые блоки осложнены крупными мегавалами. В пределах Малыгинского межграбенового блока закартирован крупный Северо-Ямальский мегавал, с которым связаны Малыгинское газоконденсатное и Сядорское газовые месторождения. Вероятно, этот мегавал имеет северное продолжение, где выявлены антиклинальные структуры – Северо-Малыгинская, Южно-Хэсалямская и другие, объединенные в Северо-Малыгинскую зону вероятного нефтегазонакопления.
![]()
Рис. 2. СХЕМА ТЕКТОНИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗМЕЩЕНИЯ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ п-ова ЯМАЛ (с использованием материалов “Ямалгеофизика”, ЗапСибНИГНИ, ВНИГНИ) Границы: 1 – Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, 2 – грабен-рифтовых структур (зоны разломов), 3 – мегавалов и выступов (цифры в кружках): 1 – Северо-Ямальский, 2 – Среднеямальский, 3 – Преображенский, 4 – Тамбейский, 5 – Сеяхинский, 6 – Геофизический, 7 – Харасавэй-Крузенштернский, 8 – Бованенковский, 9 – Нурминский, 10 – Южно-Ямальский; 4 – разломы сдвиговой и изостатической природы; 5 – месторождения УВ (а – газовые, б – конденсатные, в – нефтяные): 1 – Малыгинское, 2 – Сядорское, 3 – Западно-Тамбейское, 4 – Северо-Тамбейское, 5 – Тасийское, 6 – Южно-Тамбейское, 7 – Западно-Сеяхинское, 8 – Харасавэйское, 9 – Большое Крузенштернское, 10 – Бованенковское, 11 – Северо-Бованенковское, 12 – Восточно-Бованенковское, 13 – Верхнетиутейское, 14 – Нейтинское, 15 – Арктическое, 16 – Среднеямальское, 17 – Нурминское, 18 – Ростовцевское, 19 – Хамбатейское, 20 – Каменномысское, 21 – Малоямальское, 22 – Новопортовское, 23 – Нижне-Соимлорское, 24 – Байдарацкое, 25 – Ленинградское, 26 – Русановское; 6 – закартированные антиклинальные структуры: 1 – Верхнемалыгинская, 2 – Западно-Малыгинская, 3 – Тарминская, 4 – Южно-Хэсалямская, 5 – Февральская, 6 – Тыпертаяхская, 7 – Северо-Малыгинская, 8 – Леоновская, 9 – Хариуская, 10 – Хвойная, 11 – Западно-Сядорская, 12 – Восточно-Харасавэйская, 13 – Хороводная, 14 – Хребетная, 15 – Хорейная, 16 – Малотамбейская, 17 – Вэнуйская, 18 – Фирновая, 19 – Нордовая, 20 – Снежная, 21 – Седская, 22 – Ховская, 23 – Пиливойская, 24 – Турманская, 25 – Южно-Сеяхинская, 26 – Южно-Пиливойская, 27 – Черстинская, 28 – Лытинская, 29 – Западно-Ясавэйская, 30 – Ясавэйская, 31 – Юрахатская, 32 – Западно-Арктическая, 33 – Восточно-Арктическая, 34 – Яптиксалинская, 35 – Тобасалинская, 36 – Южно-Тюпсалинская, 37 – Восточно-Среднеямальская, 38 – Южно-Нурминская, 39 – Юрседайская, 40 – Восточно-Новопортовская, 41 – Западно-Байдарацкая, 42 – Остромысовская, 43 – Южно-Муртинская, 44 – Юреяхинская, 45 – Восходная, 46 – Ямальская, 47 – Западно-Геофизическая, 48 – Дровяная; 7 – прогнозируемые новые зоны антиклинальных структур, возможные зоны нефтегазонакопления (цифры в квадратах): 1 – Белоостровская, 2 – Западно-Малыгинская, 3 – Северо-Малыгинская, 4 – Преображенская, 5 – Малотамбейская, 6 – Южно-Сеяхинская, 7 – Восточно-Харасовэйская, 8 – Западно-Крузенштернская, 9 – Западно-Нейтинская, 10 – Восточно-Новопортовская, 11 – Соимлорская; рифты (римские цифры): I – Ямальский, II – Белоостровский, III – Пухучанский, IV – Хабеинский, V – Восточно-Ямальский, VI – Северо-Сеяхинский, VII – Байдарацкий Тамбейский межграбеновый блок осложнен двумя крупными мегавалами (Среднеямальским и Тамбейским), простирания которых совпадают со смежными грабен-рифтами – Хабеинским и Северо-Сеяхинским. К вершинам Среднеямальского мегавала приурочены Западно-Тамбейское нефтегазоконденсатное, Северо-Тамбейское и Тасийское газоконденсатные месторождения. Этот мегавал в юго-западном направлении продолжается группой нефтегазоперспективных антиклинальных структур (Хариусная, Малотамбейская и др.), образующих одну или две небольших самостоятельных зоны нефтегазонакопления. К Тамбейскому мегавалу приурочены Южно-Тамбейское газоконденсатное и Утреннее нефтегазоконденсатное месторождения, между которыми в акватории Обской губы могут быть выявлены новые антиклинальные структуры. В пределах Западно-Сеяхинского блока расположен Сеяхинский мегавал с газоконденсатным Западно-Сеяхинским месторождением. Этот вал явно продолжается в восточном направлении, обозначенном антиклинальной структурой (Нордовой), и далее вдоль южной границы Северо-Сеяхинского грабен-рифта в акваторию Обской губы. На северном крыле этого мегавала выявлены Вэнуйская и Фирновая антиклинальные структуры, которые можно оценить как высокоперспективные на обнаружение новых залежей УВ. Вероятная зона нефтегазонакопления – Южно-Сеяхинская предполагается вдоль границы Ямальского грабен-рифта. В ее пределах установлены антиклинальные структуры – Турманская и Южно-Сеяхинская. К этому межграбеновому блоку на юге приурочен и Геофизический мегавал, западная периклиналь которого расположена на побережье п-ова Ямал. Она осложнена Западно-Геофизическим антиклинальным поднятием, высокоперспективным в отношении нефтегазоносности. В пределах Южно-Ямальского блока представляется целесообразным выделить два тектонических элемента – Новопортовско-Бованенковский межграбеновый блок и Щучинско-Поетаяхинскую моноклиналь. Они разделены слабовыраженным Байдарацким грабен-рифтом на юге и, вероятно, ветвью Пухучанского грабен-рифта на северо-западе. К Новопортовско-Бованенковскому межграбеновому блоку приурочены Харасавэй-Крузенштернский, Бованенковский, Нурминский и Южно-Ямальский мегавалы, разделенные разломами и седловинами. В пределах названных мегавалов открыто по два, а на Нурминском мегавале пять месторождений УВ: Харасавэйское, Крузенштернское, Среднеямальское и Малоямальское – газоконденсатные, Восточно-Бованенковское, Верхнетиутейское и Каменномысское – газовые, остальные – нефтегазоконденсатные. Новые открытия возможны на северной периклинали этого мегавала, продолжающегося в акваторию Байдарацкой губы, а также в пределах Западно-Крузенштернской прогнозируемой зоны нефтегазонакопления. К востоку от Бованенковского мегавала вдоль разломов Ямальского грабен-рифта северо-западного простирания прогнозируется Восточно-Харасавэйская зона антиклинальных поднятий, обозначенная Восточно-Бованенковским газовым месторождением, а также выявленными структурами – Восточно-Харасавэйской и Хороводной. Новые антиклинальные поднятия в этой зоне могут быть обнаружены как в северо-западном, так и в юго-восточном направлениях. Между Нурминским мегавалом и Байдарацким грабен-рифтом прогнозируется протяженная Западно-Нейтинская вероятно нефтегазоносная зона с уже выявленными структурами, в числе которых Юрахатская, Ясавэйская, Черстинская и др. Между южным окончанием Нурминского мегавала и Ямальским грабен-рифтом обозначена также высокоперспективная Восточно-Новопортовская зона нефтегазонакопления, включающая Хамбатейское газоконденсатное и Каменномысское газовые месторождения, а также антиклинальные структуры: Южно-Тюпсалинскую, Тобасалинскую и другие – в северо-западном направлении, Юрседайскую и Восточно-Новопортовскую – в юго-восточном. Возможны также открытия новых месторождений УВ и в окрестностях Южно-Ямальского мегавала, где закартированы Восходная (к западу от Малоямальского газоконденсатного месторождения) и Ямальская (к югу) пририфтовые антиклинальные структуры. Щучинско-Поетаяхинская моноклиналь осложнена Поетаяхинским мегавалом на северо-западе и Щучинской гемиантиклизой на юго-востоке, а также мелкими поднятиями эрозионной конседиментационной природы в приграничной зоне Байдарацкого грабен-рифта. В пределах Щучинско-Поетаяхинской моноклинали вдоль юго-западной границы Байдарацкого грабен-рифта открыты Нижне-Соимлорское газоконденсатное и Байдарацкое газовое месторождения, расположенные друг от друга на расстоянии 125 км. Между ними в пририфтовой полосе, возможно, имеются и другие антиклинальные структуры, в совокупности образующие Соимлорскую зону нефтегазонакопления. В отношении общих особенностей тектонического строения п-ова Ямал можно отметить следующие положения. Тектоника мезозойской части осадочного чехла полуострова определяется дизъюнктивно-блоковым строением доюрского комплекса земной коры и морфологией эрозионно-денудационных поверхностей в позднепермь-триасовое, а на юге и в ранне-среднеюрское время. Каждый из выделенных межграбеновых блоков в разные эпохи и века триасового периода в начале формирования мезо-кайнозойского комплекса пород имел заметно выраженные эрозионно-денудационные формы с шириной 25-50 км, длиной 100-125 км и амплитудой до 500 м и более, обусловленные предшествующими этапами латеральной и горизонтальной аккреции. В процессе практически непрерывной седиментации вплоть до туронского века эти формы претерпели конседиментационный рост без заметных опережающих инверсий, но с компенсацией осадками отрицательных тектонических элементов – прогибов и мегапрогибов над грабен-рифтами. Конседиментационный рост структур был обусловлен продолжающимся латеральным аккретированием континентальной коры п-ова Ямал, чем и объясняется разница значений амплитуд антиклиналей для нижней и верхней частей осадочного чехла: амплитуды антиклинальных складок в триас-юрских отложениях в 2-3 раза и более превосходят значения амплитуд в верхнемеловых и палеогеновых отложениях (рис. 3). На продольных разрезах вкрест и вдоль антиклинальных складок отчетливо видно, что вверх по разрезу их амплитуды уменьшаются, так как более молодые (верхние) пласты подвергались аккретированию по времени меньше, чем более древние (нижние). ![]()
Рис. 3. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПО ЛИНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ХАРАСАВЭЙ – НОВО-ПОРТОВСКОЕ п-ова ЯМАЛ (составлен с использованием построений Н.К.Грязнова и материалов “Ямалгеофизика” и ЗапСибНИГНИ) Тип флюида: Г – газовый, ГК – газоконденсатный, НГК – нефтегазоконденсатный; свиты (цифры в кружках): 1 – люлинворская, 2 – талицкая, 3 – ганькинская и кузнецовская, 4 – покурская, 5 – ханты-мансийская, 6 – танопчинская, 7 – мегионская (ахская), 8 – баженовская, 9 – абалакская, 10 – малышевская, 11 – леонтьевская, 12 – вымская, 13 – лайдинская, 14 – джангодская, 15 – яротинская, 16 – ново-портовская, 17 – тюменская; месторождения (римские цифры): I – Харасавэйское, II – Крузенштернское, III – Бованенковское, IV – Нерстинское, V – Нейтинское, VI – Арктическое, VII – Средне-Ямальское, VIII – Нурминское, IX – Малоямальское, X – Ново-Портовское; остальные усл. обозначения см. на рис. 1 На сейсмических профилях отчетливо видно, что большинство разломов от подошвы осадочного чехла вверх по разрезу постепенно исчезает. Максимальные амплитуды смещения по разломам фиксируются именно в подошве осадочного чехла, что подтверждает преимущественно конседиментационную природу мегавалов. Установленные особенности формирования и строения антиклинальных структур на данной территории позволяют сделать вывод о большей достоверности существования тех из них, которые картируются по отражающим горизонтам от подошвы мезозоя и выше. Профильные построения через все известные месторождения п-ова Ямал, опирающиеся на разрезы скважин, однозначно свидетельствуют, что так называемые бескорневые структуры, сопоставимые по размерам и амплитуде с известными структурами, содержащими залежи УВ, пока не выявлены. Отмечаются случаи неполного соответствия структурных планов по различным горизонтам осадочного чехла, характеризующиеся смещением вершин поднятий, ундуляциями контуров, появлением небольших структурных террас и даже мелких пологих складок на крыльях и периклиналях крупных антиклиналей. Исходя из этих фактов, достоверными антиклиналями, закартированными сейсморазведкой, следует считать те, которые выражены не только в меловых комплексах пород, но и в юрских, а главное в подошве мезо-кайнозойской толщи. Мелкие структуры, закартированные только в сеноманских и апт-альбских отложениях, могут быть на самом деле ложными. Заметных поверхностей стратиграфических несогласий кроме крупного стратиграфического несогласия, отражающего перерыв в седиментации и денудацию в палеоген-неогеновое время (позднепалеоцен-плиоценовое), в разрезе осадочного чехла не выявлено, за исключением перерыва в поздневолжско-валанжинское время, отмеченного по результатам изучения керна скважин центральной части п-ова Ямал – площади Бованенковская, Восточно-Бованенковская, Верхнетиутейская, Западно-Сеяхинская, Нейтинская и Западно-Тамбейская (Кислухин В.И. и др. 2003). Последний факт дает основание допустить в пределах полуострова существование в юрско-меловое время обособленного сводового поднятия, осложненного известными мегавалами и мегапрогибами, что способствовало латеральной миграции УВ и формированию залежей в пределах всех без исключения межграбеновых блоков. Таким образом, в тектонике п-ова Ямал установлена существенно более разветвленная система континентальных грабен-рифтов триас-раннеюрского возраста, обусловленная общим рифтогенно-деструктивным процессом земной коры всего севера Западно-Сибирской плиты. Главными результатами процесса рифтогенной деструкции блоков являются неравномерное погружение, расчленение гетерогенного фундамента и конседиментационное на фоне глобальной аккреции литосферы формирование мегавалов и антиклиналей, в пределах которых сформировались крупные зоны газонефтенакопления. В межграбеновых блоках, особенно в краевых частях, прогнозируются месторождения УВ, залежи которых должны быть приурочены преимущественно к ловушкам антиклинального типа, осложненных литологическими, стратиграфическими и тектоническими экранами. Прогнозируемые зоны нефтегазонакопления с частично перечисленными выявленными антиклинальными структурами в краевых частях межграбеновых блоков позволяют продолжить целенаправленные поисковые и разведочные работы для восполнения запасов газа, конденсата и нефти в процессе разработки ранее открытых месторождений Ямала. ЛИТЕРАТУРА
|