Читайте также:
  • 2.2. ФАЦИИ МЕЛКОВОДНОЙ ЦЕНТРАЛЬНОЙ (СРЕДНЕЙ) НЕРИТОВОЙ ЧАСТИ ШЕЛЬФА
  • 5.3, ОСОБЕННОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНАХ И СИСТЕМАХ БАССЕЙНОВ ПОДВИЖНЫХ ПОЯСОВ. КАТАГЕНЕЗ ПОРОД ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ
  • НЕКОТОРЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗУЧЕНИЯ ШЕЛЬФОВ

  • 5.2. ФОРМАЦИОННЫЕ, ФАЦИАЛЬНЫЕ, ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ И ЦИКЛИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ

    При изучении осадочных бассейнов с точки зрения поисков месторождений нефти и газа немаловажно понять соотношения в их разрезах разных типов пород. Это позволяет прежде всего устанавливать закономерности в распространении природных резервуаров, пород-флюидоупорои и нефтегазоносных комплексов, а также в изменении свойств слагающих их пород в нефтегазоносных осадочных бассейнах

    Несомненно, что различные типы НРБ характеризуются различными естественными комплексами (ассоциациями) горных пород, что требует для их исследования использовать понятие формация, под которым в настоящее время (по В. Е. Хаину) [41 ] понимают естественное и закономерное сочетание горных пород (осадочных, вулканогенных, интрузивных), связанных общностью условий образования и возникающих на определенных стадиях развития основных структурных зон зелтой коры, В, Е Хаин (1980 г.) пред-ложил обобщающую классификацию осадочных форма ций по наиболее крупным геотектоническим элементам земной коры и с учетом климатических условий (табл. 5.6).

    Одним из важнейших свойств горных пород осадочных бассейнов является нсфтегазопосность, проявляющаяся в осадочных толщах. Выделяемые нефтегазоносные комплексы по-разному гоотносятся с осадочными (и некоторыми другими) формациями. Эти комплексы могут полностью совпадать с формациями, являться их частями или охватывать несколько формаций (одна — материнская, другая — коллек-торская, третья— экран ирующая).

    Морские терригенные формации древних платформ представляют широкие и протяженные полосы, имеющие в поперечном разрезе характер весьма уплощенных линз толщиной в десятки и сотни метров. По бокам эти полосы окаймляются или континентальными отложениями, развитыми в пределах древних поднятий. или глинистыми и глинисто-карбонатными породами — в пределах denpecci иг. Внутри линз ритмично чередуются песчаники, атевролиты и аргиллиты, иногда известняки. При этим в нижне й части такого комплекса состав песчаников более грубозернистый гра вел истый, а в верхней части материал более мелкозернистый, преоб. гадающими являются алевролиты. Примером морской терриген-ной нефтегазоносной формации (толщи) на древних платфор-мах яв.тяется среднедевонский комплекс У рало-Поволжья.

    Морские терригенные формации молодых платформ наряду со сходством с формациями древних платформ имеют и существенные различия. Во-первых, нефтегазоносноегь здесь связана в основном с мезозойскими отложениями Так. например, в Среднем Приобье Западной Сибири основная продуктивная толща имеет неокомский возраст и представлена чередованием преимущественно песчаных и глинистых пачек. Однако при этом в нижней (валанжинской) части разреза строение песчано-глинистого комплекса (формации) становится более сложным. Здесь он имеет уже не параллельно слоистое, а "косоелоистое" клиноформное строение. В наиболыпе й степени это заметно в отложениях бериасского возраста, в ачимовской пачке (рис. 5.6). Образование ее, очевидно, связано с боковым наращиванием (проградацией) на континентальной окраине, что не характерно для внутренних частей платформ. Таким образом, здесь можно различить комплексы I ш иi ьфа и ко н тике шпал ьного с клона.

    Подобные клиноформные комплексы выделяются также в Предкавказье на Скифской платформе, в Оренбургской области па Русской платформе (Восточно-Оренбургское сводовое поднятие. Майорская площадь) и в других регионах В пределах Среднего Приобья выделен ряд клиноформ с глинистыми пачками в основаниях. С востока на запад молодые клиноформы частично перекрывают более древние. Ширина закартированных клиноформ изм< нястся от 25 до 75 км, толщина в наиболее расширенной части — от 130 до 410 м. Нефтяные залежи в ачимовском комплексе принадлежат к разным клиноформам и. по всей вероят ности. каждая крупная клиноформа может рассматриваться как относительно автономная нефтегеологическая система.

    С orпложениями молодых платформ также тесно связаны глауконитовые терригенные и другие родственные

    глауконитосодержащие формации Так, например, нефтегазоносная меловая глауконитовая формация эпипалеозойских плит юга бывшего СССР протягивается от Крыма до Тянь-Шаня (месторождение 1кзли), она развита в северном и южном полушариях, являетс я нефтегазоносной в осадочных бассейнах Австралии.

    Как отмечалось выше, часто бывают нефтегазоносными угленосные и субугленосные формации В Росс ии и других районах мира они широко развиты в отложениях палеозоя и мезозоя, в болыпипст ве случаев — на платформах, а в меньшей степени — в более подвижных областях. Сложены эти толщи переслаиванием алевролито-песчаныхиглинистых пород с подчиненным содержанием карбонатов. Преобладающим генезисом является континентальный и прибрежно-мор-ской. На древних платформах состав песчаников двухкомпо-нснтный (кварц, полевой шпаг), на молодых платформах породы в основном полимиктового состава. Наиболее благо-приятн ьхми для нефтенакопления являются фации прибреж-но-морские, лагунные, аллювиальные, дельтовые, а в ряде случаев — отложения крупных озер.

    Существование прибрежно-морских паралических и обширных озерных бассейнов обусловливает переслаивание.

    часто линзовидного характера, песчаников, алевролитов и аргиллитов, обогащенных углистым детритом, с прослоями углей. как это имеет место в разрезе тюменской свиты в центральной части Западной Сибири которая, по сути, представляет собой субугленосный комплекс. Здесь повышенные мощности песчаников связаны с древними руслами рек, гдр две крупные речные артерии выявлены в Ханты-Мансийской синеклизе и в Колтогорско-Уренгойской системе пригибов.


    ::Следующая страница::