Геодинамическая эволюция и Тектоническое районирование Восточно-Европейской платформы

УДК 553.98

геодинамическая эволюция и перспективы нефтегазоносности бассейнов восточно-европейской платформы

В.С.Шеин, Н.К.Фортунатова, А.В.Алферёнок, И.В.Долматова, Я.Е.Елагина, С.Л.Каламкаров, А.А.Книп-пер, А.И.Петров,

В первой части статьи, опубликованной в журнале «Геология нефти и газа» (№ 5, 2013), приведены результаты палеогеоди-намических реконструкций плит, литолого-палеогеографического анализа разреза осадочного чехла, описаны основные этапы формирования Восточно-Европейской платформы в целом и осадочных бассейнов в ее пределах, приведена карта тектонического районирования масштаба 1:5 000 000. На этой основе в настоящей статье уточнены принципы нефтегазогеологического районирования, приведена схема нефтегазогеологического районирования Восточно-Европейской платфоры и сопредельных районов, описаны перспективы нефтегазоносности бассейнов, выделены новые зоны нефтегазонакопления и 14 локальных объектов поисков залежей нефти и газа.

Ключевые слова: формирование; размещение; платформа; палеоконтинент; месторождения; перспективы; плитотектони-ка; нефтегазоносность.

Уточнение принципов

нефтегазогеологического районирования

На основе материала, изложенного в статье, опубликованной в журнале "Геология нефти и газа" (№ 5, 2013) и ранее изданных работ ([10, 12, 25] и др.) при нефтегазоге-ологическом районировании учитываются выделенные плитотектонические структуры с определенным набором формаций, накопившихся в разные интервалы геодинамической эволюции [25]. Например, выделен НГБ орогена столкновения плит. В результате изучения истории геодинамической эволюции установлено, что этот бассейн образовался в палеогеновое время за счет столкновения юрской пассивной окраины континента с раннемеловой островной дугой. Это означает, что в юрский период, с одной стороны, осадочные толщи накапливались в условиях шельфа, склона и подножия континента. С другой стороны, в раннемеловую эпоху вдали от пассивной континентальной окраины в океане формировалась вулканогенная островная дуга с преддуговой и тыльно-дуговой шельфовыми осадочными террасами. В палеогеновый период островная дуга приблизилась к континенту и столкнулась с пассивной континентальной окраиной. Образовался бассейн орогена столкновения плит, состоящий из двух суббассейнов: а — внешней зоны юрской пассивной окраины и наложенного на нее палеогенового предорогенного прогиба; б — внутренней зоны пассивной окраины. Эти суббассейны разделены швом столкновения плит. Породы суббассейна внешней зоны пассивной континентальной окраины, в отличие от толщ суббассейна зоны внутренней пассивной окраины,

интенсивно деформированы, перекрыты надвигами, представленными образованиями островной дуги. В то же время породы суббассейна внутренней зоны характеризуются спокойным платформенным залеганием.

Приведенный пример показывает, что с помощью геодинамического принципа нефтегазогеологического районирования мы можем отобразить на карте историю формирования, палеогеографию, фации толщ, слагающих бассейн, понять условия и время их накопления, определить степень дислоцированности, т.е. получить на карте более полную информацию по сравнению с традиционными структурно-морфологическими подходами.

При геодинамическом подходе к нефтегазогеологи-ческому районированию используется также информация по сравнительной оценке перспектив нефтегазоносности, так как каждый тип НГБ обладает различными потенциальными возможностями онтогенеза. Например, резко отличаются: объем осадочного чехла, глубина погружения, скорость осадконакопления, объем пород-коллекторов и пород-покрышек, удельное содержание ОВ в нефтемате-ринских толщах, плотность эмиграции УВ, потенциальные ресурсы УВ бассейнов пассивных континентальных окраин и бассейнов субдукционного типа.

Ранг и размеры выделяемых единиц нефтегазогеологического районирования в значительной мере контролируются размерами плит, характером геодинамических процессов (межплитным или внутриплитным). С крупными плитами и межплитными движениями связаны нефтегазоносные территории и акватории наиболее крупного ранга — глобальные и региональные пояса нефтегазонакопления,

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИИ ГРР

мегабассейны, с плитами меньшего размера — бассейны, с отдельными частями плит, блоками — суббассейны, зоны нефтегазонакопления. Т.е. основными единицами нефте-газогеологического районирования следует считать: глобальные пояса нефтегазонакопления ^ региональные пояса нефтегазонакопления ^ мегабассейны ^ бассейны ^ суббассейны ^ зоны нефтегазонакопления.

Тектоника и нефтегазоносность региона рассматривались в работах [1-26] и др.

Нефтегазогеологическое районирование Восточно-Европейской платформы и сопредельных районов

Учитывая необходимость создания принципиально новой геологической основы для подсчета прогнозных ресурсов, осуществлено нефтегазогеологическое районирование ВосточноЕвропейской платформы. За основу районирования положено разделение нефтегазоносных территорий в соответствии с выделенными плитотектоническими структурами. В этой связи пересмотрены контуры некоторых НГБ и потенциально нефтегазоносных бассейнов (ПНГБ). Например, ранее границы бассейнов проводились по выходам на поверхность складчатых пород. На предлагаемой карте часть границ проведена не по выходам на поверхность складчатых образований, а по швам столкновения плит, что, во-первых, в большей мере, чем ранее, соответствует актуалистической обстановке, во-вторых, дает возможность увеличить площадь перспективных земель, а, в третьих, в ряде случаев иначе, чем ранее, позволяет рассматривать механизм формирования НГБ, суббассейнов и зон нефтегазонакопления нефти и газа. Кроме того, для некоторых НГБ (Прикаспийского, Волго-Уральского) изменились представления о размещении очагов генерации, вместо одного, приуроченного к центру впадины, сейчас выделяется несколько очагов, связанных с определенными плитотектоническими структурами. Естественно, изменились представления и о направлениях миграции, зонах аккумуляции УВ.

В пределах Восточно-Европейской платформы выделены НГБ, ПНГБ и суббассейны разных типов (рис. 1): I — континентальных (Днепровско-Припятский ГНБ, Московский ПНГБ) и межконтинентальных рифтов (Центрально-Прикаспийский суббассейн Прикаспийского НГБ); II — пассивных континентальных палеоокраин, трансформированных столкновением плит (Волго-Уральский, Прикаспийский НГБ, Мезенский ПНГБ), пассивных континентальных палеоокраин, нетрансформированных столкновением плит (Балтийский НБ). В сопредельных с Восточно-Европейской платформой районах выделены бассейны: I — рифтов и надрифтовых депрессий (Баренцевоморский ГНБ, Западно-Сибирский НГБ); II — пассивных континентальных палеоокраин, трансформированных столкновением плит (Северо-Кавказский НГБ); III — океанических рифтов и прилегающих глубоководных котловин (Евразийский ПНГБ); IV — островных дуг, тыльно-дугового спрединга, внутренних морей (суббассейны задуговых террас, междуговых прогибов, глубоководных котловин) — Черноморский и Причерноморско-Крымский НГБ.

Перспективы нефтегазоносности бассейнов Восточно-Европейской платформы

Проведенные исследования показали, что НГБ Восточно-Европейской платформы приурочены в основном к пассивным континентальным палеоокраинам. Это Прикаспийский, Волго-Уральский, Тимано-Печорский НГБ, Мезенский ПНГБ, Балтийский НБ. В пределах внутренних зон платформы известен лишь один Днепровско-Припятский ГНБ и один ПНГБ (Московский).

Основные месторождения здесь относятся к пассивным палеоокраинам Восточно-Европейского палеоконти-нента и предорогенным прогибам. В его центральной части развиты рифты и надрифтовые депрессии. Промышленные скопления нефти и газа здесь пока не встречены. Наиболее крупные месторождения в пределах Восточно-Европейской платформы связаны с Волго-Уральской, Карача-ганакской, Биикжальской пассивными окраинами. Менее продуктивна Прибалтийская пассивная континентальная окраина, которая не преобразована столкновением плит и где нет предорогенного прогиба.

В пределах российской части Восточно-Европейской платформы и прилегающих территорий на 01.01.2010 г. обнаружено 2062 месторождения нефти и газа. Из них в Волго-Уральском НГБ — 1715, Тимано-Печорском — 251, Балтийском — 40, Прикаспийском — 41, Днепровско-При-пятском — 15 [12].

Балтийский НБ. В разрезе осадочного чехла здесь выделяются три нефтеносных комплекса — кембрийский, ордовикский и верхнесилурийский. Первый является основным. Он развит повсеместно, представлен глинисто-алевролитопесчаными породами общей мощностью до 260 м, залегающими на породах кристаллического фундамента. Продуктивны пачки, состоящее из 5-7 пластов мел-ко-среднезернистых песчаников мощностью от 5 до 35 м в верхней части разреза кембрия (дейменаский горизонт), разделенные прослоями алевролитов и глин мощностью 2-10 м. К этому комплексу приурочены практически все месторождения нефти, включая российскую часть бассейна.

Ордовикский перспективно нефтеносный комплекс представлен глинисто-карбонатными отложениями общей мощностью до 100 м. Нефтеносными являются отложения верхнего ордовика, главным образом карбонатные образования пиргуского и поркуниского горизонтов.

Верхнесилурийский перспективно нефтеносный комплекс распространен в восточной, прибортовой, части территории. Здесь развит глинисто-карбонатный комплекс, представленный аргиллитами, мергелями, известняками и доломитами общей мощностью до 250 м, которые являются образованиями внутреннего шельфа и прибрежных отмелей.

Региональными покрышками для рассмотренных комплексов служат ордовикская глинисто-карбонатная и нижнесилурийская глинисто-мергелистая толщи и верхняя часть пржидольских (82) глинистых отложений.

В пределах рассматриваемой области возможно открытие одного среднего и нескольких мелких месторождений нефти в песчаниках кембрия, в меньшей мере — в карбонатных отложениях верхнего ордовика. Перспективными на поиски мелких месторождений нефти следует

рассматривать также силурийские карбонатные и ниж-не-среднедевонские терригенные отложения. В разрезе кембрийского комплекса коллекторами могут служить ор-ганогенно-обломочные и биоморфные известняки, перекрытые глинами и глинистыми известняками позднесилу-рийского возраста. В ордовикском комплексе перспективы открытия нефтяных залежей связаны с песчаниками, экранированными глинами и мергелями наровского горизонта среднего девона, на самом юге — с сульфатно-соле-носными образованиями пермского возраста.

Тимано-Печорский НГБ. Нефтегазоматеринские толщи Тимано-Печорского НГБ и других бассейнов платформы охарактеризованы в таблице. Большая часть залежей и разведанных извлекаемых запасов (33 % нефти и 9 % газа) сосредоточена в среднедевон-нижнефранском терри-генном комплексе, который отличается высокими коллек-торскими свойствами и перекрывается устойчивой покрышкой кыновско-саргаевских глин и глинистых известняков. Первым по значимости (28 % нефти и 82 % газа) является каменноугольно-нижнепермский карбонатный комплекс. Он нефтегазоносен главным образом в северных районах бассейна, где перекрыт артинско-кунгурскими глинами и кунгурскими глинисто-хемогенными породами автохтона и аллохтона во впадинах Предуральского предорогенного прогиба: Большесынинской, Верхнепечорской, Косью-Ро-говской и, возможно, Коротаихинской впадине.

Определенные перспективы нефтегазоносности рассматриваемого бассейна связаны с выявлением зон нефте-газонакопления в мало изученных районах внешней зоны пассивной окраины Восточно-Европейского палеоконти-нента и Предуральского предорогенного прогиба, трансформированных столкновением плит, где широко развиты надвиги, вдвиги, антиформы и приуроченные к ним ловушки нефти и газа. В первую очередь это Коротаихинский, Лемвинский, Предуральский районы. Залежи нефти и газа в их пределах могут быть встречены в кунгурско-нижнеперм-ском и силурийском комплексах. Перспективы выявления новых месторождений связаны также с карбонатными отложениями ордовика — нижнего девона (Хорейверский, Печоро-Колвинский суббассейны), верхнего девона, карбона и нижней перми, а также с терригенными образованиями среднего и верхнего девона, карбона, верхней перми и триаса Варандей-Адзьвинского, Ижма-Печорского районов. Следует обратить внимание на поиски залежей в малоамплитудных структурах и ловушках, относящихся к зонам выклинивания, стратиграфического срезания и ли-толого-фациального замещения продуктивных комплексов, а также на поиски карбонатных построек рифогенно-го типа в отложениях силура, верхнего девона, карбона и перми. В пределах Коротаихинской впадины бассейна выявлен Янгарейский локальный объект, перспективный на поиски залежей нефти и газа в силурийских отложениях (Прищепа О.М. и др., 2008).

Волго-Уральский НГБ. Перспективы нефтегазонос-ности Волго-Уральского НГБ связываются с поисками новых зон нефтегазонакопления в пределах Юрюзано-Соли-камского, Бельского, Квашурско-Каменноугольного, Башкирского суббассейнов, расположенных в пределах внешней зоны пассивной окраины Восточно-Европейского па-леоконтинента и предорогенного прогиба, трансформиро-

ванных столкновением плит (см. рис. 1). Объектами поисков здесь могут быть сложнопостроенные ловушки как в аллохтонном, так и автохтонном залегании. Перспективны на поиски мелких и средних месторождений отложения среднедевон-нижнефранского комплекса юго-восточных склонов Жигулевско-Оренбургского и Татарского сводов, Башкирской вершины, Верхнекамской впадины, нижне- и среднекаменноугольного терригенного и карбонатного комплексов Камско-Кинельской системы прогибов, Бузу-лукской, Верхнекамской и Мелекесской впадин, а также верхнефранско-турнейский карбонатный комплекс, ниж-не-среднекаменноугольные терригенно-карбонатные и терригенные отложения крупных тектонических элементов внутренней зоны пассивной окраины. Значительные перспективы выявления месторождений связываются с Бузу-лукской и Верхнекамской впадинами, а также Предураль-ским предорогенным прогибом (Мраковская, Бельская, Юрюзано-Сылвенская впадины). Нижнепермско-камен-ноугольный карбонатный комплекс перспективен в пределах Средневолжского, Нижневолжского суббассейнов. На северной, западной, восточной и частично южной окраинах НГП имеются площади и комплексы, изученность которых в данное время недостаточна для достоверной оценки перспектив нефтегазоносности. Это Юрюзано-Сылвенская и Мелекесская впадины, юг Бельской впадины, Казанско-Кажимский прогиб, Токмовский свод. Лишь недавно (Постнова Е.В., 2012) выяснен УВ-потенциал вендского комплекса (2% геологических НСР Волго-Уральско-го НГБ), слабо изучена внешняя зона Предуральской пассивной окраины и прилегающего прогиба. Позднеде-вон-турнейские породы пассивной континентальной окраины на сводах могут быть благоприятными для формирования вторичных седиментационных карбонатов, образующих борта системы некомпенсированных прогибов. Эти прогибы могут продолжаться и в зоне развития аллохтонов [25]. Определенный интерес на поиски залежей УВ представляют Камско-Кинельская и Приуральская системы некомпенсированных прогибов, перекрытые аллохтон-ными пластинами Урала (рис. 2). В пределах Волго-Ураль-ского НГБ выявлена Уфимская зона возможного нефтегазонакопления, которая включает три локальных объекта Камско-Кинельской системы прогибов: Северный, Центральный, Южный. В пределах Юрюзано-Сылвенской впадины выделено два перспективных локальных объекта для поисков залежей УВ: Южно-Ункульдинский и Музинский (Постнова Е.В., 2012).

Геологические НСР УВ (без газообразных) Волго-Уральского НГБ, оцененные авторами статьи совместно с В.В.Пайразяном объемно-генетическим методом, составили 45,5 против 44,7 млрд т официальной оценки 2009 г. Увеличение ресурсов УВ произошло за счет расширения площадей выявленных суббассейнов, подтока УВ из под-надвиговых очагов генерации и других факторов.

Прикаспийский НГБ. Основные перспективы связываются с Карачаганакским, Аралсорским и Каракульским суббассейнами (см. рис. 1). В Оренбургской области перспективными следует рассматривать карбонатные отложения эйфельского яруса среднего девона и средне- и верх-нефранского подъярусов, фаменского яруса верхнего девона в пределах Карачаганакской пассивной окраины Вос-

Рис. 1. СХЕМА НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ТЕРРИТОРИЙ ВОСТОЧНО-ЕВРОПЕЙСКОЙ ПЛАТФОРМЫ И СОПРЕДЕЛЬНЫХ РАЙОНОВ

точно-Европейского палеоконтинента юго-восточнее месторождения Карачаганак. В Саратовской области перспективными в подсолевых отложениях являются органогенные постройки в среднефранско-турнейском и визе-ниж-небашкирском комплексах, а также терригенные отложения башкирского и московского ярусов среднего карбона Аралсорской трансформной окраины. В пределах Волгоградской области перспективны верхнедевон-среднека-менноугольные (нижнебашкирские) карбонатные породы Карасальско-Заволжской прибортовой ступени, а также терригенные отложения башкирско-московского комплекса Аралсорской трансформной окраины. В Астраханской

м-

области перспективны башкирско-серпуховские карбонатные отложения, а также породы девона. В пределах Арал-сорской трансформной окраины перспективны также триас-юрские терригенные породы, где следует ожидать мелкие и средние месторождения. Основные перспективы нефтегазоносности Калмыкии необходимо связывать с верхнедевон-среднекаменноугольными (башкирскими) и нижнепермскими карбонатными отложениями Каракульского района в пределах юго-западной части Астраханского свода, Карасальской моноклинали и Каракульско-Смушковской зоны надвигов (Соловьев Б.А. и др., 2011). НСР нефти и конденсата Прикаспийского НГБ, оцененные

Границы: 1 - нефтеносного бассейна

Основные характеристики нефтегазоматеринских пород НГБ Восточно-Европейской платформы

Стратиграфический интервал (система, отдел, ярус, горизонт) Мощность, м Литологический состав Содержание ОВ, % Основные типы ОВ Градации катагенеза

1 2 3 4 5 6

Тимано-Печорский НГБ

Кунгурский, Р-|К Артинский, Р^аг Среднефранско-турнейский, Dзf2-C1 Доманиковый (семилукский), Dзdm (вт) Тиманско-саргаевский, Dзtm-sг Среднедевонский, D2 Нижнедевонский, D1 Верхнесилурийский, Б2 Нижнесилурийский, Б^ 60 220 110 зо 60 60 з00 120 60 Терригенно-карбонатный То же Терригенно-карбонатно-кремнистый То же Карбонатный Терригенно-карбонатный Терригенно-карбонатно- кремнистый Карбонатно-терригенный Терригенно-карбонатный 0,7 0,5 5,0 5,0 1,0 0,5 з,0 0,5 0,з Сапропелево-гумусовый Гумусово-сапропелевый Сапропелевый Гумусово-сапропелевый Сапропелево-гумусовый То же Сапропелевый МК1-МК5 МК2-АК2 МК2-АК2 МК2-АК2 МК2-АК2 МКз-АК2 МК2-АК2 МКз-АК2 МКз-АК2

Волго-Уральский НГБ

Артинский, Р^аг Верейский, С2vг Башкирский, С2Ь Верхневизейский, С2Vз Тульский, С^ Бобриковский, СфЬ Малиновский, С^т1 Турнейский, С^ Фаменский, Dзfm Верхнефранский, Dзfз Среднефранский, Dзf2 Кыновский, Dзkn Пашийский, Dзps Живетский, D2gv Эйфельский, D2ef Верхневендский, У2 Среднерифейский, К2 25 15 25 40 Э5 95 120 65 65 з5 70 25 5 50 70 50 500 Терригенно-карбонатный Карбонатно-терригенный То же Терригенный Терригенно-карбонатный Карбонатный Карбонатно-терригенный То же Терригенный Терригенно-карбонатный 0,7 0,5 0,5 0,8 з,0 5,0 5,0 2,5 2,5 з,0 5,0 1,5 0,4 1,0 1,5 0,4 0,з Сапропелевый Сапропелево-гумусовый То же Сапропелевый Сапропелево-гумусовый Гумусовый То же Сапропелево- гумусовый Сапропелевый То же ПК2-МК2 ПКз-МК1 ПКз-МК1 ПКз-МК1 ПКз-МК1 ПКз-МК2 ПКз-МК2 ПКз-МК2 ПКз-МК2 ПКз-МК2 ПКз-МК2 ПКз-МК2 ПКз-МК2 ПК2-МКз ПК2-МКз МК2 МК2-МК5

Прикаспийский НГБ

Нижнепермский, Р-Каменноугольная, С Девонская, D Нижнепалеозойский, Р7- 40-1Э00 200-2400 100-1000 100-1000 Терригенный, карбонатный, глинисто-карбонатный Глинисто-кремнисто-карбонатный Терригенно-карбонатный, глинисто-кремнисто-карбонатный То же 0,25-з,0 0,з-4,6 0,з-4,0 0,з-4,0 Сапропеле-во-гумусовый Гумусово-сапропелевый То же Сапропелево-гумусовый МК1-АК1 мк1-ак2 МКз-АКз мк4-ак4

Окончание таблицы

1 2 3 4 5 6

Днепровско-Припятский НГБ

Верхнекаменноугольный, С3 250 Терригенный 0,1-2,7 Гумусово- ПКГМК5

сапропелевый

Среднекаменноугольный, С2 500 Терригенно-карбонатно- 0,2-20,0 Гумусовый ПКГМК5

угленосныи

Нижнекаменноугольный, С-| 1000 Карбонатно-терригенный 0,7-4,5 Сапропелевый ПК3-МК5

Верхнедевонский 350 Терригенно-карбонатный 0,26-1,2 Сапропелево- ПК3-МК5

надсолевой, D3fm2 с горючими сланцами гумусовый

Верхнедовонский 300 Карбонатно-терригенный 0,34-0,68 То же ПК3-МК5

межсолевой, D3fm-|

Верхнедовонский 200 То же 0,1-0,56 Сапропелевый МК1-АК5

подсолевой, D3f

авторами статьи совместно с В.В.Пайразяном с помощью объемно-генетического метода, составили 45,1 млрд т, газа — 31,2 трлн м3. В пределах бассейна выявлены новые локальные объекты поисков УВ: Алтатинско-Никольский, Озинский, Мансуровско-Ельцовский (Постнова Е.В., 2012; Фортунатова Н.К., 2011).

В пределах Мезенского ПНГБ выделены два суббассейна (см. рис. 2) общей площадью 300 тыс. км2: Сафоновский, связанный с внешней зоной пассивной континентальной палеоокраины, деформированной столкновением плит, и Лешуконско-Пинежский, принадлежащий внутренней зоне пассивной окраины, слаботрансформированной столкновением плит. Осадочный чехол Мезенского ПНГБ представлен преимущественно терригенными континентальными и прибрежно-морскими породами рифея, толщина которых составляет 2,0-2,5 км во внутренней зоне пассивной окраины и предположительно 3-4 км — во внешней. В наиболее приподнятых блоках внутренней зоны пассивной окраины отложения рифея отсутствуют. Потенциально нефтегазоносными являются рифейский и несогласно перекрывающий его венд-нижнекембрийский комплексы пород. Песчаные и песчано-алевролитовые пласты-коллекторы с невысокими фильтрационно-емкостными свойствами характерны для среднерифейского комплекса. Более мощные (15 м) пласты-коллекторы с пористостью 5-14 %, проницаемостью 0,1-0,7 мкм2 развиты в верхнерифейских отложениях. Наилучшие зоны развития коллекторов прогнозируются в бортовых зонах Лешуконского и Сафоновского рифтов в пределах Вашкинского и Мезенского блоков. Покрышками внутри рифейских отложений могут быть пласты аргиллитов, а для вендских отложений наиболее надежными являются аргиллиты в подошве редкинского горизонта. В отложениях венда низко-среднеемкие песчаные и песчано-алевролитовые пласты-коллекторы выделяются в гдовском, редкинском, котлинском и мезенском горизонтах. Покрышками здесь являются перекрывающие их аргил-литовые пласты. В целом в венд-нижнекембрийском комплексе выделено более десяти пластов-коллекторов с открытой пористостью до 28 % и газопроницаемостью до 1,35 мкм2.

Содержание рассеянного ОВ в рифейских отложениях сапропелевого типа не превышает 0,93 %, степень ката-

генетического преобразования соответствует стадиям МК2-МК3. Содержание рассеянного ОВ в венд-нижнекембрийском комплексе — 0,10-0,32 %, стадии катагенеза — МК1-МК2. Очаги генерации приурочены к наиболее погруженным участкам внешней зоны пассивной окраины, перекрытой надвигами Тиманского орогена столкновения плит, а также к отдельным глубокопогруженным грабенам во внутренней зоне пассивной континентальной палеоокраи-ны. Рифей-нижнепалеозойский комплекс пород Мезенского ПНГБ свой генерационный потенциал реализовал не полностью. Максимум генерации УВ приурочен к поздне-меловой эпохе. С учетом структурно-геодинамических и геохимических критериев прогнозируемые зоны нефтега-зонакопления следует связывать с краевыми частями наиболее погруженных структурных зон, таких как Омско-Са-фоновская, Немско-Тылугская, Сояновская, Мезенско-Олеминская, Котласско-Яренская. Указанные зоны расположены в контурах выделенных очагов генерации. В меньшей мере перспективны возможные зоны нефтегазонакоп-ления (Архангельская, Восточно-Керецкая, Емецкая, Бе-резниковско-Солвинская, Сафоновская), приуроченные к краевым ступеням грабенов.

Во внутренней части Восточно-Европейской платформы выделяется два бассейна: Московский ПНГБ и Днеп-ровско-Припятский ГНБ.

В пределах Московского ПНГБ выделяется шесть суббассейнов: Среднерусский и Оршанский — центре осевой зоны, Крестцовский и Воже-Лачский — по северному борту, Подмосковный и Пачелмский — по южному борту (см. рис. 2). Осадочный чехол мощностью до 5,5 км в рифтах сложен породами верхнего протерозоя (рифея и венда). Рифей-нижневендский комплекс, синрифтовый, заполняет авлакогены и грабены. Надрифтовую депрессию выполняют верхневендские, кембрийские, ордовикские, силурийские, девонские, каменноугольные, пермские, мезозойские и фрагментарно кайнозойские отложения. В бассейне выделены рифейский, венд-нижнекембрийский, сред-некембрийско-нижнесилурийский, девон-нижнекаменноугольный потенциально нефтегазоносные комплексы (ПНГК).

Рифейский терригенный ПНГК сохранился только в грабенах. Выделяются нижнерифейские (оршанская и ра-

Рис. 2. ПРЕДПОЛАГАЕМЫЕ ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ, СВЯЗАННЫЕ С КАМСКО-КИНЕЛЬСКОЙ СИСТЕМОЙ ПРОГИБОВ

Предполагаемые зоны нефтегазонакопления, связанные: 1 - с продолжением Кам-ско-Кинельской (D3-C1) и Предуральской (Ci-Pi) систем некомпенсированных прогибов под надвигами Урала (объекты: а - Северный, б - Центральный, в - Южный),

2 -с зонами развития органогенных построек D2-C1t, (Астафьев Д.А., 2009; [25]);

3 - границы внешних (а), внутренних (б) бортов Камско-Кинельской системы прогибов; 4 - изогипсы кровли семилукско-доманиковых отложений, км; 5 - зоны повышенных градиентов значений гипсометрии; 6 - зона надвигов Уральского ороге-на; 7 - своды, выступы: А - Татарско-Альметьевский, Б - Жигулевско-Пугачев-ский, В - Токмовский, Г - Котельнический, Д - Сысольский, Е - Пермский, Ж -Башкирский; 8-погруженные участки; 9- впадины Предуральского прогиба: 1 -Вельская, 2 - Юрюзано-Сылвенская, 3 - Соликамская

менская серии), среднерифейские (логиновская серия) и верхнерифей-ские (павлово-посадская серия) отложения. Наиболее богатые сапропелевой органикой аргиллиты (от 1,0 до 4,2 %, обычно от 0,1 до 0,5 %) установлены в среднем рифее. Однако процессы генерации и миграции УВ по геохимическим данным в этом комплексе протекали слабо при градациях катагенеза ПК3-МК2. Коллек-торские свойства невысокие: пористость от 1 до 8 %, проницаемость до 0,004 мкм2. Проявления нефти установлены на Даниловской, Любимской и других площадях.

Венд-нижнекембрийский тер-ригенный ПНГК. Нефтегенерацион-ный потенциал пород верхнего венда (редкинская и поваровская свиты) достаточен для формирования залежей. Нефтегазопроявления установлены на ряде площадей: Любимской, Шарьин-ской, Бутовской, Марьинской, Дьяко-новской и др. В комплексе обнаружено пять пластов-коллекторов: три — в редкинском горизонте, один — в по-варовском и один — в нижнем кембрии. Приток нефти получен на Даниловской площади (50 л/сут) из база-льных песчаников в основании ред-кинской свиты, пористость которых достигает 10-12 %, проницаемость — 0,001 мкм2. Очаг генерации оконтурен в восточном обрамлении Среднерусского авлакогена и Галичского прогиба, но степень катагенеза невысокая — ПК2-ПК3. Покрышками являются глины и аргиллиты. Редкинская аргилли-товая покрышка мощностью 24-130 м имеет региональное распространение.

Среднекембрийско-нижнесилу-рийский терригенно-карбонатный ПНГК. Средне- и верхнекембрийские отложения характеризуются переслаиванием песчаников, алевролитов, а в верхней части — преимущественно аргиллитов и алевролитов с песчаными прослоями. Ордовикские отложения представлены песчаниками, гравелитами, аргиллитами, глинами, алевролитами, сменяющимися доломитизи-рованными известняками. Завершается комплекс мощной карбонатной толщей нижнего силура. В составе средне-кембрийско-нижнесилурийского комплекса выделено шесть пластов-коллекторов. Нижние два пласта относятся к среднему и верхнему кембрию, следующие четыре — к ордови-

ку. Пористость коллекторов от 1,7 до 27,7 %, проницаемость 0,001-1,200 мкм2. Верхнекембрийская глинистая покрышка развита на всей площади распространения комплекса. Ордовикская неоднородная карбонатно-глинистая покрышка состоит из разрозненных, зонально распространенных пластов в нижнем, среднем и верхнем ордовике.

Девон-нижнекаменноугольный терригенно-карбо-натный ПНГК представлен песчаниками, аргиллитами с прослоями алевролитов, глин, доломитовых мергелей и конгломератов. Установлены два регионально развитые пласта-коллектора, перекрытые глинистыми и глинисто-карбонатными флюидоупорами. Первый пласт — базаль-ный в основании эйфельского яруса; его пористость 12,2-27,8 %, проницаемость 0,245-2,410 мкм2. Второй пласт приурочен к старооскольской свите живетского яруса. Его пористость 23-28 %, проницаемость 2,0-2,5 мкм2. Покрышкой является глинисто-карбонатная толща саргаев-ской свиты и семилукского горизонта.

Перспективы нефтегазоносности Московского ПНГБ связываются с Грязовецким и Галичским прогибами. Залежи нефти и газа предполагаются в описанных комплексах, особенно в венд-нижнекембрийском, в контурах очагов генерации УВ.

Перспективны также среднерифейские и вендские отложения в пределах инверсионных блоков типа Крестцов-ского. Особого внимания заслуживает Подольско-Егорь-евский выступ между Московским и Рязано-Саратовским рифтами. Объектами поисков УВ третьей очереди являются приразломные структурные зоны в пределах Крестцов-ского, Воже-Лачского рифтов, Оршанского прогиба, Нелидовского и Пестовского выступов.

Днепровско-Припятский ГНБ в российской части представлен Преддонецким суббассейном. Этот суббассейн приурочен к инверсионной ("захлопнувшейся") части Днепровско-Припятского рифта, превращенного во внут-риконтинентальный ороген и предорогенный прогиб, перекрытый надвигами. Здесь выявлены мелкие преимущественно газовые месторождения, приуроченные к сложно-построенным резервуарам в каменноугольных отложениях, так что здесь могут быть открыты мелкие по запасам залежи сложного строения. Видимо, залежи подобного типа можно встретить также в пределах кряжа Карпинского, на морском продолжении которого возможно будут открыты средние и крупные месторождения УВ.

В сопредельном с платформой Северо-Кавказском НГБ на 01.01.2010 г. открыто 425 месторождений, в том числе 13 — на шельфе [25]. Нефтегазоносность установлена в разрезе от триаса до неогена. В разрезе бассейна выделено два этажа нефтегазоносности — юрско-кайнозой-ский и доюрский. Наибольшие перспективы нефтегазоносности связаны с внешней зоной пассивной окраины Северо-Кавказского палеоконтинента и предорогенными прогибами (Азово-Кубанский, Терско-Каспийский суббасей-ны), в меньшей мере — с внутренней зоной пассивной окраины (Ставропольский суббасейн), палеорифтовой зоной (Манычский суббассейн) и орогеном столкновения плит (суббассейн кряжа Карпинского). В пределах Северо-Кавказского НГБ выделены (Лебедько Г.И., 2012) Ти-машевско-Каневский, Западно-Сунженский и Сулакский объекты поисков залежей УВ (см. рис. 1).

Выводы

Проведенные исследования показали.

1. С учетом выполненного тектонического районирования предложена схема нефтегазогеологического районирования территории Восточно-Европейской платформы и сопредельных районов. На ней показаны бассейны, суббассейны, зоны нефтегазонакопления, месторождения УВ, перспективные зоны и объекты для поисков залежей нефти и газа.

2. Выполненные построения позволили уточнить УВ-потенциал НГБ и ПНГБ, а в их пределах показать перспективные зоны нефтегазонакопления и локальные объекты поисков. Например, в пределах Волго-Уральского НГБ среди первоочередных выделена зона возможного нефтегазонакопления, которая включает три локальных объекта поисков залежей УВ (Северный, Центральный, Южный), связанных с Камско-Кинельской системой прогибов, перекрытой аллохтонными комплексами Урала, в пределах Прикаспийского НГБ среди первоочередных выделены Южно-Ункульдинский, Музинский, Алтатинско-Никольский, Мансуровско-Ельцовский и Южно-Уральский объекты поисков УВ, в Тимано-Печорском НГБ — Янгарейский и Одиндокский объекты поисков УВ. В пределах Северо-Кавказского НГБ выделены Тимашевско-Каневский, западно-Сунженский и Сулакский объекты поисков УВ.

Аитература

1. Афанасенков А.П. Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона / А.П.Афанасенков, А.М.Никишин, А.Н.Обухов. — М.: Научный мир, 2007.

2. Варламов А.И. Состояние ресурсной базы и проблемы освоения континентального шельфа Российской Федерации /

A.И.Варламов, В.Д.Каминский, А.П.Афанасенков и др. // Геология нефти и газа. — 2011. — № 6.

3. Гаврилов В.П. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики / В.П.Гаврилов, Ю.Ф.Федоровский, Ю.А.Тронов и др. / Ред. В.П.Гаврилов. - М.: Недра, 1993.

4. Геотраверс "Гранит": Восточно-Европейская платформа — Урал-Западная Сибирь / Ред. С.Н.Кашубин. — Екатеринбург, 2002.

5. Дикенштейн Г.Х. Тектоника нефтегазоносных провинций и областей СССР: справочник / Г.Х.Дикенштейн, С.П.Максимов, Т.Д.Иванова. — М.: Недра, 1982.

6. Зоненшайн Л.П. Тектоника литосферных плит территории СССР: в 2-х кн. / Л.П.Зоненшайн, М.И.Кузьмин, Л.М.Натапов. — М.: Недра, 1990.

7. Иголкина Н.С. Геологические формации осадочного чехла Русской платформы / Н.С.Иголкина, В.П.Кириков, Г.Г.Кочин и др. — Л.: Недра, 1981.

8. Клещев К.А. Геодинамические основы прогноза и поисков нефти и газа и их внедрение в практику геолого-разведочных работ / К.А.Клещев, В.С.Шеин, В.Е.Хаин и др. — М.: Изд-во ВИЭМСа, 1990.

9. Клещев К.А. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа / К.А.Клещев, А.И.Петров,

B.С.Шеин. — М.: Недра, 1995.

GEODYNAMIC EVOLUTION AND OIL AND GAS POTENTIAL PROSPECTS OF EAST-EUROPEAN PLATFORM BASINS

Shein VS., Fortunatova NK, Alferenok A.V, Dolmatova IV, Elagi-na Ya .E, Kalamkarov S.L., Knipper A .A., Petrov AI.

The article presents results of paleogeodynamic reconstructions of plates, lithologic-paleogeographical analysis of sedimentary cover section, describes the major stages of East-European platform formation and sedimentary basins within its limits, map of tectonic zoning in scale of 1:5 000 000 is compiled. It was published in Oil and gas geology (5, 2013). The second part of the article presents results of oil and gas geological zoning of East-European platform and adjacent areas, scheme is presented. Principles of tectonic, oil-gas-geological zoning are detailed, prospects of oil and gas potential of basins are described, new zones of oil and gas accumulation are outlined as well as local objects of oil and gas exploration.

Key words, formation; location; platform; paleocontinent; field; prospects; plate tectonics; oil and gas potential.

10. Клещев К.А. Плитотектонические модели нефтегазоносных бассейнов России / К.А.Клещев, В.С.Шеин // Геология нефти и газа. — 2004. — № 1.

11. Клещев К.А. Геодинамическая эволюция и перспективы нефтегазоносности Арктики / К.А.Клещев, В.С.Шеин. — М.: Изд-во ВНИГНИ, 2008.

12. Клещев К.А. Нефтяные и газовые месторождения России: справочник в 2-х кн. Кн. 1. Европейская часть России; кн. 2. Азиатская часть России / К.А.Клещев, В.С.Шеин. — М.: Изд-во ВНИГНИ, 2010.

13. Ларская Е.С. Геодинамическая эволюция и нефтема-теринские толщи бассейнов Восточно-Европейского палео-континента и его складчатого обрамления / Е.С.Ларская, В.С.Шеин // Геология нефти и газа. — 1997. — № 12.

14. Максимов С.П. Геология нефти и газа Восточно-Европейской платформы / С.П.Максимов, Г.Х.Дикенштейн, А.Н.Золотов и др. — М.: Недра, 1990.

15. Пучков В.Н. Тектоника Урала. Современные представления // Геотектоника. — 1997. — № 41.

16. Строение и динамика литосферы Восточной Европы. Результаты исследования по программе ЕУРОРРОВЬ — М.: Геокарт: Геос, 2006.

17. Тектоника нефтегазоносных территорий СССР: объяснительная записка к Тектонической карте нефтегазоносных территорий СССР масштаба 1:2 500 000. — М.: Недра, 1984.

18. Фортунатова Н.К. Особенности геологического строения природных резервуаров и перспектив нефтегазо-носности Хорейверской впадины и Колвинского мегавала: в 2-х кн. — М.: Изд-во ВНИГНИ, 2002.

19. Хаин В.Е. Геодинамические обстановки нефтегазоносных бассейнов СССР / В.Е.Хаин, К.А.Клещев, Б.А.Соколов, В.С.Шеин // Поиски нефти и газа. — М.: Изд-во ВНИГНИ, 1989.

20. Хаин В.Е. Международная тектоническая карта Европы, масштаб 1:5 000 000 / В.Е.Хаин, Ю.Г.Леонов. - 1998.

21. Хаин В.Е. Тектоника континентов и океанов (год 2000). - М.: Научный мир, 2001.

22. Хаин В.Е. Геотектоника с основами геодинамики / В.Е.Хаин, М.Г.Ломизе. - М.: Изд-во КДУ, 2005.

23. Шеин B.C. Условия нефтегазонакопления на платформах и в складчатых областях (с позиций теории тектоники плит) / В.С.Шеин, К.А.Клещев // Геология нефти и газа. — 1984. - № 3.

24. Шеин B.C. Тектоническое строение и перспективы нефтегазоносности Баренцевской палеорифтовой системы / В.С.Шеин, В.А.Шеин // Геология нефти и газа. - 2011. - № 2.

25. Шеин B.C. Геология и нефтегазоносность России: 2-е изд., переработанное и дополненное. - М.: Изд-во ВНИГНИ, 2012.

26. Шеин B.C. Тектоническое районирование и перспективы нефтегазоносности бассейнов Сибирской платформы / В.С. Шеин, Н.К. Фортунатова, С.В. Ивашко и др. // Геология нефти и газа. - 2013, спецвыпуск.

© Коллектив авторов, 2013

Василий Степанович Шеин, заведующий отделом, доктор геолого-минералогических наук, профессор, sheinvs@vnigni.ru;

Наталья Константиновна Фортунатова, заместитель генерального директора, доктор геолого-минералогических наук, info@vnigni.ru;

Александр Викторович Алференок, ведущий научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, info@vnigni.ru;

Ирина Владимировна Лолматова, ученый секретарь, кандидат геолого-минералогических наук, info@vnigni.ru;

Ярослава Евгеньевна Елагина, геолог I категории, info@vnigni.ru;

Сергей Львович Каламкаров, научный сотрудник, Kalamkarov@vnigni.ru;

Андрей Александрович Книппер, геолог I категории, knipper@vnigni.ru;

Анатолий Иванович Петров, доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник, info@vnigni.ru;

Константин Олегович Соборнов, главный геолог, доктор геолого-минералогических наук, KSobornov@nw-geo.ru;

Геннадий Иванович Лебедько, заведующий лабораторией, доктор геолого-минералогических наук, Tiger.71@mail.ru.