|
© Д.А. Астафьев, В.А. Скоробогатов, 2006 |
ТЕКТОНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТИ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ
Д.А.Астафьев, Б.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 мега- валы, 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-раннекиммериджского - 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 структурновещественных 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).
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 поздне- пермь-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.
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 Байдарац- кой 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 грабенрифтом 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 эрозионноденудационных 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).
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 новых блоков позволяют продолжить целенаправленные поисковые и разведочные работы для восполнения запасов газа, конденсата и нефти в процессе разработки ранее открытых месторождений Ямала.
Литература
1. Аплонов С.В. Новая геодинамическая модель Баренцево-Карского шельфа и прилегающей суши / С.В. Аплонов, Г.Б. Шмелев // Докл. АН СССР. - 1996. - Т. 351.
2. Вертикальная аккреция земной коры: факторы и механизмы / Отв. ред. М.Г. Леонов. - М.: Наука, 2002.
3. Рудкевич М.Я. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна / М.Я. Рудкевич, Л.С. Озеранская, Н.Ф. Чистякова и др. - М.: Недра, 1988.
4. Шаблинская И.В. Новая крупнейшая структура севера Западной Сибири - погребенный Ямало-Пуровский авлакоген // Докл. АН СССР, Геология. - 1976. - № 3.
5. Широкоугольное глубинное сейсмическое профилирование дна акватории: Ч. II. Внутренняя структура океанской земной коры по данным многоканального глубинного сейсмического профилирования. - М.: Наука, 2001.
The forthcoming НС fields development of Yamal peninsula in the nearest years predetermines a necessity of continuing here exploration activity in order to increase commercial categories reserves.
However, resource conversion of commercial categories reserves should be provided by sufficiently high efficiency of exploration and prospecting activities. Most efficient measures for this purpose appear to be reliable prognosis of new zones of oil and gas accumulation and optimal dislocation of seismic exploration and deep drilling. Such prognosis for territory of Yamal peninsula should be based on considering structural-tectonic factor of oil and gas presence control combined with lithological (the presence of reservoir beds and impermeable seams), stratigraphic, hydrodynamic, disjunctive-tectonic and other features of anticlinal structures.
Analysis of the known tectonic and geodynamic models of structure of north of West Siberian oil and gas megabasin as well as original geological and geophysical materials allowed to establish that besides Yamal graben-rift, the mapped megatroughs -Khaabeinsky, Beloostrovsky, Pakhuchansky, North-Seyahinsky, etc. in the basement of sedimentary cover also appear to be graben-rifts contrastly isolated at time sections of CDP method. Graben-rifting structures restrict from all or some sides the hypsometrically uplifted interrifted blocks such as North Yamal (Malyginsky), Tambeisky, Seyahinsky, Nurminsky, Bovanenkovsky ets., mapped as megaswells in sedimentary cover.
All the known oil and gas accumulation zones are associated with interrifting hypsometrically uplifted blocks, and local anticlinal structures and HC occurrences could be confined both to axial and marginal (near thrusted) parts of these blocks. Amplitude of local structures in all cases increases from upper horizons to the sedimentary cover bottom.
The identified features of tectonic control of oil and gas potential allowed to specify tectonic zoning of Yamal peninsula and prepare prognosis concerning the presence in marginal parts the interrift blocks of new zones of oil and gas accumulation where it is recommended to continue exploration activity.
Among prognostic zones of oil and gas accumulation in Yamal peninsula are North- and West-Ma- lygins, Preobrazhenskaya, Malotambeiskaya, South-Seyahinskaya, East-Kharasaveiskaya, West-Kru- zenshternskaya, West Neitinskaya, East-Novoportovskaya and Soimlorskaya.
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
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-За- падно-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-Xорейная, 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- Запад- но-Нейтинская, 10- Восточно-Новопортовская, 11 - Соимлорская; рифты (римские цифры): I- Ямальский, II11-Белоостровский, III- Пухучанский, IV- Хабеинский, V- Восточно-Ямальский, VI- Северо-Сеяхинский, VII - Байдарацкий
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 уел. обозначения см. на рис. 1