Перспективы выявления месторождений нефти и газа в зоне тектонических перекрытий на юго-востоке Сибирской платформы

УДК 553.98.2:551.243.4

ПЕРСПЕКТИВЫ ВЫЯВЛЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗОНЕ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ПЕРЕКРЫТИЙ НА ЮГО-ВОСТОКЕ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

А.С.Барышев , О.В.Дудкин

Авторы статьи в качестве перспективных территорий рассматривают Прибайкальский сектор зоны сочленения Сибирской платформы и Байкало-Становой складчатой области с ожидаемыми скоплениями УВ в зоне тектонических перекрытий. На основе фактографических геологических и геофизических баз данных построена структурная модель Прибайкальского сегмента зоны сочленения платформенной и складчатой области. Главными составляющими информационных баз являются скважины глубокого бурения и данные глубинных сейсмических зондирований. К основным структурным элементам исследуемой площади относятся Ангаро-Непско-Ботуобинская антеклиза и Прибайкальский прогиб, с первой из них связываются главные перспективы добычи нефти и газа в Восточной Сибири. Описаны главные особенности формирования ожидаемых скоплений УВ: распространение ловушек непосредственно в области генерации УВ из материнских толщ, что сокращает пути миграции и может способствовать образованию очень крупных скоплений нефти и газа, и расположение ожидаемых скоплений УВ в зоне термодинамического влияния Байкальской рифтовой зоны. Повышенный тепловой поток и сейсмичность должны оказывать определенное влияние на переформирование ранее образовавшихся нефтяных и газовых залежей.

Перспективы обнаружения промышленно значимых скоплений УВ в зоне тектонических перекрытий представляются обоснованными, поскольку имеются все атрибутивные элементы системы: длительно развивающийся осадочный бассейн с интенсивным накоплением осадков, содержащих ОВ; наличие крупных разрывных нарушений, образующих пути для восходящего потока высоконагретого флюида; существование пористых отложений и зон дробления пород, позволяющих УВ мигрировать в геологическом пространстве; наличие тектонически экранированных ловушек, благоприятных для скопления нефти и газа.

Ключевые слова: перспективы; базы данных; структурная модель; скважины глубокого бурения; глубинное сейсмическое зондирование.

Реализация принятой долгосрочной программы (2007-2020 гг.) поисков и разведки месторождений нефти и газа в Восточной Сибири и Якутии требует обоснованного выделения новых перспективных площадей в пределах Лено-Тунгусской нефтегазовой провинции (НГП). Это диктуется и необходимостью 5-крат-ного увеличения запасов нефти для обеспечения загрузки нефтепро-водной системы Восточная Сибирь — Тихий океан. В этой связи в числе новых перспективных территорий может рассматриваться Прибайкальский сектор зоны сочленения Сибирской платформы и Байкало-Ста-новой складчатой области с ожидаемыми скоплениями УВ в зоне тектонических перекрытий. Территория исследования, согласно принятой схеме районирования, охватывает Непско-Ботуобинскую, Пред-

патомскую нефтегазовые области (НГО) и северную часть Ангаро-Ленской.

За счет нефтегазопоисковых работ резко расширен спектр выявленных структур, скоплений нефти и газа на моноклиналях в местах литологического выклинивания пластов с хорошими коллекторски-ми свойствами, зон разрывных структур и тектонически экранированных ловушек [1]. На вероятную связь скоплений УВ с крупными на-двиговыми зонами в краевых частях платформы указывают многие исследователи [4, 5]. Однако этот проблемный вопрос освещен только в общем региональном плане без соответствующих структурных построений. При любом подходе к определению потенциальной перспективности территорий на нефть и газ структурно-тектонические по-

строения являются базовыми. Структурно-тектонический фактор служит определяющим в силу того, что структуры выступают первым необходимым условием формирования залежей нефти и газа. В данной статье, на основе фактографических геологических и геофизических баз данных, построена структурная модель Прибайкальского сегмента зоны сочленения платформенной и складчатой областей. Главными составляющими информационных баз являются скважины глубокого бурения и данные глубинных сейсмических зондирований (ГСЗ).

По зоне сочленения на отрезке от Усть-Кута до пос.Пеледуй выполнено 5200 км профильных наблюдений по методике ГСЗ с заполняющей сетью площадных зондирований. По данным глубокого бурения

Р!нс. 1. СХЕМА СТРУКТУРНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ПРИБАЙКАЛЬЯ

гам К "V—

1 - контур распространения венд-кембрийских отложений платформенного чехла; 2- граница платформы и складчатой области; геологические образования: 3-огложения венда, палеозоя, мезозоя, кайнозоя, 4 - отложения рифея, 5-метамор-физованные образования нижнего протерозоя, б- гранитоиды раннепротерозой-ского возраста, 7- гранитоиды раннего палеозоя; 8- изо гипсы поверхности фундамента платформы, км; 9- скважины глубокого бурения, вскрывшие фундамент платформы; 10 - структурные элементы фундамента: НБ - Непско-Ботуобинское сводовое поднятие, ВП - Верхнечонское поднятие, НВ - Нюйский выступ, ТП -Тымпычанский прогиб; разрывные нарушения: 11 - глубинные субвертикальные разломы, 12 - линия выхода на поверхность плоскости главного Байкальского надвига, 13 - прочие надвиги; 14 - месторождения нефти и газа: 1 - Ковыктинское,

2 - Марковское, 3 - Ярактинское, 4 - Аянское, 5 - Дулисьминское, 6 - Пилюдин-ское, 7-Даниловское, 8- Верхнечонское, 9-Вакунайское, 10- Центрально-Та лаканское, 11- Озерное; 15- линии геолого-геофизических разрезов

и ГСЗ построена карта поверхности фундамента платформы. В условиях юга Сибирской платформы поверхность фундамента является опорной преломляющей границей, а кажущиеся скорости в основном укладываются в диапазон 6,0-6,2 км/с. Стратиграфическая привязка преломляющей границы осуществлена на хорошо изученной глубоким бурением Преображенской площади [2].

К основным структурным элементам исследуемой площади относятся Ангаро-Непско-Ботуобинская антеклиза и Прибайкальский прогиб, с первой из них связываются главные перспективы добычи нефти и газа в Восточной Сибири [3].

В контуре антиклизы по изо-гипсе 2,2 км структурно обособляется Непско-Ботуобинское сводовое поднятие северо-восточного простирания протяженностью ~700 км. В пределах этого сводового поднятия выделяются структуры более высокого порядка: Преображен-ское поднятие, Нюйский выступ, Тымпычанский прогиб (рис. 1). Пре-ображенское поднятие характеризуется наиболее высоким положением поверхности фундамента (до 1250 м), отсутствием или незначительным распространением в геологическом разрезе верхнедокембрий-ских и сокращенной мощностью нижнекембрийских отложений.

В Тымпычанском прогибе фундамент залегает на глубине ~ 2,2 км, осадочный чехол за счет венд-ри-фейских отложений увеличивается на 0,8 км.

Бортовое сочленение Ангаро-Непско-Ботуобинской антеклизы и Прибайкальского прогиба характеризуется резким погружением фундамента с градиентами ~40 м/км. Погружение фундамента сопровождается таким же резким увеличением мощности венд-рифейских осадочных образований.

В Прибайкальском прогибе глубина до поверхности фундамента достигает 4,2 км. Прогиб выполнен осадками нижнего палеозоя,

венда и верхнего рифея, а их суммарная мощность превышает 4 км. Интервал геологического разреза платформенного чехла доказанной нефтегазоносности провинции ох-

ватывает его нижнюю подсолевую часть, включая отложения рифея, венда и венд-кембрия. Стратиграфический диапазон развития неф-тегазопроизводящих свит включает

толщи верхнего рифея, венда и нижнего кембрия. В надсолевых стратиграфических интервалах разреза скопления нефти и газа развиты спорадически и пока промышленного значения не имеют. В этой связи подсолевые отложения Лен-но-Тунгусской провинции исследователями рассматриваются как наиболее предпочтительный стратиграфический интервал для обнаружения новых месторождений нефти и газа [3]. Основными же объектами поисковых работ на нефть и газ являются залегающие непосредственно на кристаллическом фундаменте карбонатно-терригенные отложения венда — кембрия. Распространенность и строение рифейских осадочных бассейнов Сибирской платформы показаны в работе В.ССуркова и М.П.Гришина (1977).

В процессе проведенных исследований посредством составления и анализа палеотектонических, палеогеологических и структурных карт масштаба 1:1 500 ООО — 1:500 ООО на позднерифейский, венд-раннепалеозойский, среднепалео-зойский и современный периоды прослежена эволюция геологического развития юга Сибирской платформы и доказано квазистабильное пространственное положение Ангаро-Непско-Ботуобинской анте-клизы от венда до кайнозоя.

Рифейское осадконакопление, охватившее западную и восточную краевые части платформы, завершилось образованием мощной тер-ригенно-карбонатной толщи. Позд-нерифейская седиментация происходила в Прибайкальском и Пред-патомском прогибах, где и наблюдаются их максимальные мощности (~1 км и более). В контуре Ангаро-Непско-Ботуобинской антекли-зы рифейское осадконакопление, вероятно, не происходило или оно было крайне незначительным.

Ранневендская (ушаковская) область седиментации охватывала уже всю южную часть платформы, за исключением отдельных участ-

ков островной суши, располагающихся в своде антеклизы. Наиболее мощное осадконакопление отмечается в Прибайкальском прогибе.

Поздневендская (раннемотская) седиментация происходила уже повсеместно, а в краевой части платформы трассируется зона осадков предгорных впадин. В конце мот-ского века наблюдается повсеместное карбонатное осадконакопление. Последующая история геологического развития, от мотского века до раннего силура, характеризуется контрастно выраженной цикличностью осадконакопления, причем каждый цикл завершался внедрением в осадочную толщу базальтового расплава. Выделяются четыре трансгрессивно-регрессивных цикла, представленные последовательным накоплением терригенных, карбонатных, галогенно-карбонат-ных и красноцветных отложений, которые соответственно отражают опускание, относительно стабильное развитие и тектоническую инверсию.

Установленное устойчивое унаследованное развитие Ангаро-Не-пско-Ботуобинской антеклизы и Прибайкальского прогиба от позднего рифея до мезозоя включительно рассматривается как важный положительный признак их потенциальной нефтегазоносности. Известно, что районы устойчивого погружения оцениваются как наиболее благоприятные в отношении нефтегазоносности верхнекембрийских и нижнепалеозойских отложений. Здесь создавались оптимальные условия для захоронения, ускоренного преобразования ОВ и основной эмиграции УВ из производящих отложений на этапе элизи-онного водообмена (Золотое А.Н., 1974).

В изученной части бортового сочленения Ангаро-Непско-Ботуо-бинской антеклизы и Прибайкальского прогиба установлены сравнительно высокие плотности ОВ до 318 тыс. т/км2. В целом же в При-

байкалье суммарная мощность би-тумонасыщенных песчаников колеблется от 10 до 170 м, а плотность масс аллохтон ного Сорг варьирует от 29 до 2080 тыс. т/км2 (Дробот Д.И., Городничев В.И., 1991). Если исходить из того, что наиболее высокие содержания ал-лохтонного ОВ установлены в ри-фей-вендских песчаниковых отложениях, то есть основание отводить им роль главных источников УВ для формирования нефтяных и газовых месторождений. Тогда в структурно-генетическом аспекте Прибайкальский прогиб выполняет функцию генерации УВ, а Непско-Ботуобин-ское сводовое поднятие — области регионального нефтегазонакопле-ния. Непско-Ботуобинское сводовое поднятие как региональная структура определяет пространственное положение практически всех выявленных месторождений нефти и газа (см. рис. 1).

При формировании структур и осадконакоплении в регионе большую роль играли глубинные субвертикальные разломы и надвиги. По геолого-геофизическим данным выделены глубинные разломы, которые по пространственной ориентировке группируются в четыре системы: субмеридиональную, субширотную, северо-восточную и северо-западную. Наиболее крупными региональными разломами являются: Ангаро-Вилюйский, Таймы-ро-Байкальский (Западный), Тай-мыро-Байкальский (Восточный). Сисмы глубинных разломов адекватно охватывают как платформенную, так и складчатую области, а их пространственный рисунок не имеет существенных различий, поэтому может трактоваться как отражение единства в разломообразовании крупного сегмента литосферы. Зоны глубинных разломов влияют на формирование структуры рифейских, вендских и нижнепалеозойских образований, контролируя не только крупные тектонические элементы, но и локальные струк-

турные формы, что находит отражение в распределении мощностей и фаций различных горизонтов осадочного чехла. Так, неравномерность вертикальных перемещений разграниченных разломами блоков обусловила формирование Нюйского выступа и Тымпычанской впадины. Одновременно разломы представляют собой ослабленные и наиболее проницаемые зоны, по которым осуществляется миграция флюидных систем, в том числе и УВ снизу вверх. Движение УВ-флюидов на различных этапах их миграции было в любом случае облегчено в зонах тектонической тре-щиноватости. Степень активности разломов в фундаменте определяла и определяет положение зон повышенной трещиноватости осадочного чехла. Зоны разломов являлись и проводниками глубинного тепла, что в совокупности создавало благоприятные условия как для транзитного перемещения, так и аккумуляции УВ при наличии флюи-доупоров.

Территория исследований характеризуется исключительно широким развитием разноранговых надвиговых структур в зоне сочленения платформы со складчатой областью. В системе надвигов отмечаются как простые локальные формы, так и очень сложные шарьяжи. Образование надвиговых структур и сложность их строения обусловлены энергетикой силовых полей и различием реологических свойств геологических образований.

Развитие надвигов геологически задокументировано в широком временном интервале — от рифея до юры. Время же основного надвиго-образования, исходя из геологических материалов разных исследователей, определяется как раннепа-леозойское или послераннепалео-зойское.

Силовое поле могло создаваться как при развитии Байкальского сводового поднятия в процессе гра-

нитизации, так и динамическом взаимодействии платформенного блока литосферы с Байкало-Стано-вой складчатой областью. Существующая точка зрения обусловленности поля напряжений столкновением микроконтинентов с Сибирской платформой не меняет сути, ибо направление вектора сжатия остается таким же. По всем гипотезам направление вектора тангенциального сжатия было в западных румбах. Плоскости сместителей надвигов имеют восточное падение. Разная компетентность пород, слагающих фундамент и осадочный чехол платформы, предопределила главные границы срыва и скольжения аллохтонных пластин. К их числу относятся межформационная граница фундамент — чехол и внут-риплатформенные границы породных комплексов: терригенно-карбо-натный, терригенно-карбонатно-со-левой, солевой-карбонатный. Различие реологических свойств тер-ригенных, карбонатных, терриген-но-карбонатных пород и солей, слагающих осадочный чехол платформы, обусловливает определенное разнообразие типов надвиговых структур. Заметим, что высокопластичные соляные слои заключены в многослойный и суммарно намного более мощный жесткий каркас, состоящий из межсолевых, надсолевых и подсолевых терри-генно-карбонатных пород.

В зависимости от сжимающих сил и интегрированного породного состава надвиги будут развиваться в подсолевой, надсолевой или обеих частях геологического разреза. Разрядка сжимающих силовых нагрузок происходила в основном в пределах жесткого кристаллического фундамента платформы путем образования надвиговых, взбросо-вых и сдвиговых дислокаций. Основная часть механической энергии затрачивалась на срыв и латеральное перемещение аллохтонных пластин, сложенных породами нижнего протерозоя.

Преимущественно по данным ГСЗ выделен главный Байкальский надвиг и определены его геометрические параметры. По плоскости главного надвига нижнепротерозойские образования надвинуты на рифейские, вендские и кембрийские отложения и образуют зону тектонических перекрытий — перекрытие плитой аллохтона по плоскости надвига автохтон-но залегающих геологических образований. Она протягивается в виде пологой, обращенной на северо-запад дуги более чем на 600 км — от р.Улькан до верховий р.Большой Патом (см. рис. 1). Установленные по данным ГСЗ амплитуды горизонтального перемещения аллохтонной мегапласти-ны, сложенной нижнепротерозойскими образованиями, укладываются в диапазон 60-80 км (рис. 2). Вероятно, эти количественные оценки характеризуют суммарную амплитуду горизонтальных перемещений. Мощность перекрывающих нижнепротерозойских образований от фронта надвига возрастает и может достигать ~3 км в тыловой части.

Главная мегапластина аллохтона имеет свои внутренние неоднородности, которые выражаются ее разбиением на несколько (более трех) секториальных пластин по глубинным разломам северо-запад-ного направления. Мощность аллохтона различна для отдельных секториальных пластин и колеблется от 1,5 до 3,0 км. По фронту главного надвига такие пластины перемещены на разные расстояния. Главный надвиг, образно выражаясь, имеет "клавишное" строение. Число пластин в прифронтальных частях надвигов может достигать трех и более.

В общих чертах поверхности сместителей надвигов криволинейны, особенно в их лобовых частях, где углы наклона возрастают вплоть до субвертикальной ориентировки.

Рис. 2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ РАЗРЕЗЫ

20 км

К = 6,15

1 Ь>-Ч

5,2 3 V, = 6,15 , 1 А

а б

Шб Шт Ив Е^э

1 - отметки поверхности фундамента по ТСЗ (по Смирновой Т.Г., 1990); 2- преломляющий горизонт, отождествляемый с поверхностью фундамента (Ф); значение скоростей, км/с: 3-средних в осадочном чехле, 4 - граничных на фундаменте; 5-скважины глубокого бурения; 6- плоскости надвигов: а - главная, б - прочие; 7-глубинные разломы; 8 - геологические образования: нижнепалеозой-вендские (Р2гУ), кембрий-вендские (£-У), рифейские (И), нижнепротерозойские (РИх); 9 -гранитоиды; положение профиля см. на рис. 1

Мощность автохтонных перекрытых пакетов рифей-вендских осадков может достичь 2-4 км. Глубокое бурение в зоне тектонических перекрытий пока не проводилось. В области форланда главного Байкальского надвига также происходили срывы в собственно осадочном чехле платформы. Однако здесь при таком же механизме на-двигообразование осуществлялось в основном путем срыва и скольжения пластин терригенно-карбонат-ных пород по пластам соли (рис. 3). В условиях такого резко неоднородного реологически геологического разреза остаточный энергетический потенциал затрачивался в основном на формирование складок. В краевой части платформы, в динамической области форланда

главного надвига, как следствие тангенциального сжатия со стороны складчатой области, сформировалась дугообразная Приленская зона линейных складок рифей-ниж-непалеозойского осадочного комплекса. Специфичность же складок непского типа состоит в том, что их корни не опускаются ниже верхних соляных горизонтов.

Анализ физической структуры полосовых региональных магнитных аномалий, отражающих струк-турно-вещественные комплексы ар-хея — нижнего протерозоя, не дает оснований предполагать наличие крупных региональных тектонических перекрытий в собственно кра-тоне юга Сибирской платформы.

Прифронтальная область главного Байкальского надвига контра-

стно проявляется и в новейшей тектонике как в градиентах амплитуд вертикальных движений, так и отложениях узких впадин Предбайка-льской депрессии.

Надвиги, поддвиги и сдвиги играют большую роль и в функционировании природных флюидных систем. При их образовании происходит структурно-вещественное преобразование горных пород. В общем случае процесс надвигообра-зования сопровождается дислокационным метаморфизмом и структурно-вещественными перестройками, проявленными как в аллохтоне, так и автохтоне. Наиболее общими и характерными структурными следствиями являются: региональное рассланцевание горных пород (кливаж течения), деформирование ориентированных структур, развитие структур пластического и катак-ластического течений. Растяжение плотных горных пород приводит к хрупкой деформации с образованием трещиноватости, что вызывает резкое увеличение трещинной флюидопроницаемости. Наиболее сильное раздробление горных пород происходит в зоне главного сместителя. В зонах разрыва сплошности возникают условия для механической активизации минеральных зерен и образования сквозных межзерновых каналов, заполненных движущимся флюидом. При надвигообразовании возникают и температурные эффекты, которые обусловлены трением сдвигающихся пластин. Вся совокупность этих природных процессов приводит к формированию милонитизирован-ных и трещинных зон, где при наличии экранирующих толщ и замкнутых локальных флюидных систем могут концентрироваться скопления нефти и газа. На фронте надвига, в зоне сжатия, происходит частичное закрытие пор и трещин, что создает условия для задержания потока флюидов.

В природной совокупности разломы, надвиги и связанные с

ними линейные складки образуют систему краевых структур зоны сочленения платформы и складчатой области.

В региональном плане отчетливо просматривается единство в пространственной ориентированности структурных элементов как в складчатой, так и платформенных областях, что однозначно свидетельствует об их порождении одним и тем же силовым полем с вектором в северо-западных румбах.

В качестве основной структуры с еще не раскрытым нефтегазовым ресурсным потенциалом рассматривается зона тектонических перекрытий, которая пространственно вписывается в Предпатом-скую НГО. Основанием для этого является следующее: под тектоническими перекрытиями погребены наиболее перспективные рифей-вендские нефтематеринские толщи; терригенно-карбонатные отложения рифея и венда, расположенные на глубине, превышающей 2,5 км, и в условиях повышенного глубинного теплового потока, претерпели высокую степень катагенеза и прошли главную фазу нефте-газообразования; большие мощности и объемы перекрытых венд-ри-фейских отложений обусловили значимые масштабы генерации УВ; аллохтонная плита главного Байкальского надвига, сложенная метаморфическими и магматическими породами нижнего протерозоя, может играть роль региональной флюидоупорной толщи при эмиграции УВ из нефтематеринских венд-рифейских образований, а в благоприятных условиях и их аккумуляции.

Ожидаемые скопления УВ в зоне тектонических перекрытий по типу ловушек будут отличаться от всех известных на юге Сибирской платформы. Можно предполагать наличие основных скоплений УВ на внутренних бортах Прибайкальского прогиба в тектонически экранированных ловушках, которые, веро-

ятно, будут иметь определенное разнообразие и сложность по сочетанию надвиговых пластин, их кривизне и углам наклона; объемам захороненных автохтонных нефтега-зопроизводящих толщ и другим элементам. Наиболее вероятно, что коллекторы будут трещи нно-поро-вого типа. Интенсивность тектонических движений вероятностно предопределяет развитие коллекторов трещинного типа и обусловливает высокие фильтрационные свойства зон разрывных нарушений.

Необходимо подчеркнуть некоторые особенности формирования ожидаемых скоплений УВ.

Первая особенность — распространение ловушек непосредственно в области генерации УВ из материнских толщ, что сокращает пути миграции и может способствовать образованию очень крупных скоплений нефти и газа.

Вторая особенность заключается в расположении ожидаемых скоплений УВ в зоне термодинамического влияния Байкальской риф-товой зоны. Повышенный тепловой

поток и сейсмичность должны оказывать определенное влияние на переформирование ранее образовавшихся нефтяных и газовых залежей.

Все изложенное позволяет утверждать, что перспективы обнаружения промышленно значимых скоплений УВ в зоне тектонических перекрытий, с позиций теории оса-дочно-миграционного происхождения и флюидодинамической модели нефтегазообразования, представляются обоснованными, поскольку имеются все атрибутивные элементы системы (Соколов Б.А., 1985): длительно развивающийся осадочный бассейн с интенсивным накоплением осадков, содержащих ОВ; наличие крупных разрывных нарушений, образующих пути для восходящего потока высоконагретого флюида; существование пористых отложений и зон дробления пород, позволяющих УВ мигрировать в геологическом пространстве; наличие тектонически экранированных ловушек, благоприятных для скопления нефти и газа.

Рис. 3. НАДВИГИ В СОЛЕВОЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА

+ Криволукский + Марковский + Киренгский вал прогиб вал

р.Лена

+ Осино-Куталовский прогиб

IV

+ + + + + + 2602 + + + + +*+ + + + +

+ + 2693 + + + +

+ + + 7 + + +

3 I < < <1 л

8 I \ 19

>>>

W

10

1 - аргиллиты, алевролиты, мергели, песчаники; 2 - мергели, алевролиты, песчаники, аргиллиты, доломиты; 3- соленосные отложения; 4 - ангидриты; 5- гипсы; 6-доломиты; 7-песчаники, алевролиты; <9-граниты, сланцы, гнейсы; 9-поверхности срыва; 10- поисковые скважины (числитель - номер скважины, знаменатель - абсолютная отметка устья, м); свиты: vl-il - верхоленско-илгинская, lt - лит-винцевская, an - ангарская, Ы - булайская, bis - бельская, us - усольская

PROSPECTS OF REVEALING OIL AND GAS FIELDS IN ZONES OF TECTONIC OVERLAPS ON THE SOUTH-EAST OF SIBERIAN PLATFORM

Baryshev A3., Dudkin O.V.

The authors propose a structural model of the Pribaikalie segment within a joint zone of the platform and folded areas based on geological and geophysical data. The Nepa-Botuobia arched uplift and the Pribaikalie trough are the main structural elements of the area.

The area is characterized by a wide development of thrust structures being of different ranks. The thrusts were developed in the wide time intervals: from the Riphean to Jurassic. The general trusts were formed in the Lower Paleozoic. The main Baikal thrust is distinguished and its geometric parameters are determined. Lower Protero-zoic formations are thrusted over the Riphean, Vend and Cambrian deposits along the main thrust plane and form a zone of tectonic overlaps. The latter is traced in the form of flat arch over 600 km. Amplitudes of horizontal displacement of megap-lates on DSS data are 60-80 km. The allochthone thickness is different for separate sector plates and varies from 1,5 to 3,0 km. The thickness of autochthonous overlapped riders of the Riphean-Vend parent sediments may amount to 2-4 km. Zone of tectonic overlaps is considered as a main structure with a high oil-and-gas potential. It is spatially join the Predpatomskaya oil-and-gas bearing area. Concentrations of hydrocarbons are expected in tectonically screened traps within internal slopes of the Pribaikalie trough.

Key words: prospects; data base; structural model; deep drilling wells; deep seismic sounding.

Литература

1. Золотое А.Н. Зоны нефтегазо-накопления — объекты локального прогноза / А.Н.Золотое, Б.А.Лебедев,

В.В.Самсонов // Сов. геология. — 1987. — N° 2.

2. Мандельбаум М.М. Изучение юга Сибирской платформы и Байкальской рифтовой зоны методом глубин-

ных сейсмических зондирований / М.М.Мандельбаум, Б.П.Мишенькин, З.Р.Мишенькина и др. // Геофизика. — 1999. — Спец. выпуск.

3. Непско-Ботуобинская антек-лиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР / Под ред. А.А.Трофимука, В.С.Суркова, А.Э.Конторовича. — Новосибирск: Наука СО РАН, 1986.

4. Сизых В.И. Шарьяжно-надвиго-вая тектоника окраин древних платформ. — Новосибирск: Изд-во СО РАН Филиал "Гео", 2001.

5. Соколов Б.А. Новые представления о нефтегазоносное™ рифей-венд-ских отложений Восточной Сибири / Б.А.Соколов, В.А.Егоров // Вестник Московского университета, Сер. Геологическая. — 1989. — № 5.

О А.С.Барышев, О.В.Дудкин, 2009 Рецензент В.П.Гаврилов.