Халелов А.К.
Казахский Национальный
технический Университет
им. К.И. Сатпаева
Геодинамические условия формирования нефтегазоносных бассейнов
Геодинамическая модель
горизонтального скачкообразного перемещения древних платформ в определенные
периоды тектонической активности Земли очень близко с современными механизмами
образования тектонических надвиговых покровов, эшелонированных структур с
горизонтальными смещениями. [2]
Глубина захвата покровами
земной коры весьма различна. Минимальная глубина образования покровов, исходя
из вязкости пород, геостатического давления и внутрипорового давления воды,
противодействующего геостатической нагрузке, не может быть менее 1,5-2 км.
По мнению И.И. Белостоцкого
гравитационное смещение аллохтона при таких условиях может осуществляться в
условиях незначительного бокового стресса при углах наклона всего 1-3º. Например,
Центрально-Балканский покров. Максимальная глубина образования покровов
соизмерима с толщиной океанической и даже литосферы в серединных хребтах, а
также с толщиной, по крайней мере, верхней части континентальной коры включая
гранитогнейсовый слой.
В.Е. Хаин отметил, что на
основании ряда примеров установлена смещение аллохтона в Альпах и Карпатах
происходило не плавно, а отдельными скачками.[3] Это согласуется с изменением
глобального возмущения магнитного поля при пересечении Солнечной системы зон
сгущении и разряжений звезд, образующиеся спирали нашей Галактики.
Таким образом, можно предположить, что одной из основных
поверхностей перемещения на современном этапе развитие Земли в пределах
платформ является граница основания аллохтона.
Для покровов Динарид И.И.
Белостоцкий выделяет пять фаз движений от середины мела до раннего миоцена –
это явление является одним критериев связи циклов тектонической активности
Земли с развитием расширяющей спиральной нашей Галактики и вращениями Солнечной
системы вокруг нее и совпадает с фазами тектонической активности Земли, т.е.
1. Австрийская – на границе
между нижним и верхним мелом
2. Ларамийская – на границе между палеоценом и эоценом
3. Пиренейская – на границе
эоцена и олигоцена
4. Савская – на границе олигоцена и миоцена
5. Дунайская – в миоцене
Согласно рассматриваемый геодинамической модели скачкообразно
перемещения верхней части континентальной коры при наличии мощного осадочного
чехла или по поверхности Конрада, в случае дислокации над раннее подверженной
рифтогенным влиянием зоной создаются наиболее благоприятные условия для
образования залежей нефти и газа. В основном глубокие впадины депрессии,
прогибы и т.д. Одним из причин их
образования служит наличие тектонического нарушения в нижней автохтонной части
геологического разреза, во вторых мощного осадконакопления.
По достижении поверхностью осадков профиля
равновесия их дальнейшие накопление невозможно без опускания дна басейна,
создающего пространство возможного осадконакопления. Например, угленосная толща
карбона Донецкого бассейна (около 12 км) или нефтяная, так называемая
продуктивная толща плиоцена Апшеронского полуострова ( до 5 км). Наличие в
осадочной толще глин, глинистых известняков, битуминозных глинисто-кремнистых
известняков и сланцев являются одним из критериев для образования и скопления
залежей нефти и газа, как нефтематеринские породы. Кроме глинистых пород,
глубоководные вулканогенные формации, сложенные разнообразными кремнистыми
породами, а также сплитовыми, и андезитобазальтовыми породами и их туфами,
связанные с подводным вулканизмом могут быть нефтепроизводящими, например миоценовые
отложения Калифорнии.
Согласно этой геодинамической концепции нефтегазоносные
провинции древних платформ в определенные эпохи развития Земли были
дислоцированы в трех субширотных планетарных зонах растяжения и сжатия,
обусловленные геодинамическими планетарными особенностями геоида вращения. В
пределах материков они особенно четко проявляются как зоны горообразования, а
на территории акватории океаны, характеризуется постоянными течениями по
направлению с запада на восток. Наиболее известны среди них
Северо-Атлантическое и Северо-Тихоокеанское течения в северном полушарии, а
также гигантская непрерывная “река” на пятидесятых широтах
южного полушария – Антарктическое циркулярное течение.
Все три зоны в плане имеют общее планетарное строение, наличием
развития микролит, ограниченных активной окраиной глубоководными желобами,
островными дугами и трансформными разломами скольжения кроме того, по строению
им характерно отсутствие или утонение континентальной коры и развитие бассейнов
опускания.
Первой зоной является зона палео Тетиса – акватории
Средиземного, Черного и Южная часть Каспийского морей. Средиземное море
расположенная между Африкой, Европой и Азией является крупной континентальной
впадиной с глубиной до 3-4,5 км ( максимальная глубина 5121м). Дно моря состоит
из отдельных котловин и заливов, в соответствии с которыми в его составе
выделяют ряд более мелких морей – Эгейское, Тирренское, Адриатическое,
Ионическое. Системой проливов Средиземное море соединяется с Мраморным и
Черными морями с глубинами соответственно до 1400 и 2210 м и далее через
Керченский пролив с Азовским морем крайним звеном этой длиннейшей цепочки
внутренних морей глубинной всего до 14,5 м.
Нефтегазоносные провинции Русской, Сибирской, Австралии и
Сахарской провинции Африки начали свое формирование в этой мобильной области
восточного полушария, где сосредоточенные основные запасы нефти и газа.
Она расположена на межконтинентальной зоне складчатых
сооружения – столкновение Русской Африканской платформ, где расположены
Эгейская, Аравийская, Анатолийская микроплиты. Тектонической особенностью этой
субдукционно-обдукционной зоны является, а том, что она меридионально стыкуется
и пересекается Красноморским и Рейнским континентальными рифтами. В качестве
альтернативы рассмотрена Тургайскую впадину и Турланской плиты, которая в
мезозое была дислоцирована над этой зоной.
Следующая территория, расположенная в западном полушарии –
обрамленния Мексиканского залива и Карибского моря, именуемая полюсами
нефтегазонакопления. Бэрр (1962) описал систему оперяющих разрывов глубинного
разлома Береговой цепи Венесуэлы и Северного Тринидада. В зоне глубинного
разлома развиты титонские и валанжин-готеривские породы, метаморфизованные в
филлитовые сланцы. Главный сдвиг правый сопровождается в полосе шириной до 50
км (Дэнго, 1953) такими же правыми сдвигами второго порядка. В целом пояс с
развитием единообразно направленной деформации протягивается на 1400 км и
представляет собой гигантский глубинный разлом южной части Карибского бассейна.
По видимому, не менее крупный глубинный разлом протягивается из Мексики, через
Гватемалу, впадину Бартлет и Сиерру Маэстро на Кубе в северной части Карибского
бассейна. На этой территории – на стыке двух литосферных плит (Северной и Южной
Америки), на переходной зоне их образованы Кокосовая и Карибского микроплиты,
ограниченные со всех сторон активной окраиной Атлантического и Тихого океанов.
В Атлантическом океане эта территория ограничена глубоководным желобом
Пуэрто-Рико, ( и с глубиной 8742 м) и с островной дугой (Антильские острова).
На этой переходной зоне началось формирование благоприятных условии для
скопления залежей нефти и газа Греландии, Канадского щита и Северо-Американской
древней платформы.
Другая геодинамическая зона, расположенная в южном полушарии,
являющая так же как первые две зоны – это территория микроплиты Южно-Сандвичева, с востока активной зоной, с
одноименным глубоководным желобом (глубиной 8264м) и островной дугой; с севера от
Южно-Американской, а с юга Атлантической литосферных плит ограничена
трансформным разломом (скольжения). Над этой зоной находилось Южно-Американский
и Африканский материки. Их нефтегазоносные провинции Амазонской впадины и
впадины Западного побережья являются следствием геодинамической активности
подобной как в Средиземноморском и Карибском зонах. [2]
В заключение необходимо отметить, что рассмотренные
геодинамические положения формирования рифтогенных структур раскрывают
возможность применения теории тектоники плит к разъяснению тектонических
деформации не только раннего кембрия, но всего фанерезоя, а также
периодичности, цикличности тектогенеза Земли и позволяет объяснить зональность
распределения палеозойских, мезокайназойских нефтегазоносных провинции в
пределах древних континентов.
Температурно-плотностные неоднородности над рифтогенной зоной в
верхней мантии, в том числе в подкоровом слое, влияют на толщину и состав
перемещенной кристаллической коры, например, влияние относительно холодной мантий
повышенной плотности влечёт за собой дополнительно изостатическое оттекание. [1] Так возникают различия между
структурами с субокеанической корой паннонского типа от других. Уплотнение
подкорового слоя указывает об активном прогибании зоны аналогично ситуации в
глубоководных желобах активных океанических окраин. При этом могут быть
наложение на процесс утонение литосферы, обусловленный из глубины недр
аномального мантийного материала, процесс субгоризонтального сжатия литосферы,
типичный для альпийских складчатых поясов, как зоны растяжения в сводах
положительных, в том числе рифтогенных структур.
1. Даукеев
С.Ж., Ужкенов Б.С., Любецкий В.Н. и др. Глубинное строение и минеральные
ресурсы Казахстана. В 3 томах. Том 1 Глубинное строение и геодинамика. Алматы: 2002, с 9-19.
2.Халелов А.К. Геолого – геодинамические условия формирования
нефтегазоносных бассейнов. Издательство “САТР” Алматы: 2008, с 104
3.Хаин В.Е., Михайлов А.Е. Общая геотектоника. Учебное пособие
для вузов. Недра, 1985, с 326.