2) Анабарский щит

Анабарский щит: архейские гранулит-гнейсовые ареалы (Маганский и Далдынский террейны), раннепротерозойские комплексы континентальных окраин (Хапчанская террейн) и коллизионные зоны (Маганская, Котуйканская, Билляхская).

Маганский тоналит-трондъемито-гнейсовый террейн выделятся в западной части щита. Сложен биотитовыми, биотит-амфиболовыми ортогнейсами, присутствуют прослои метакарбонатов и кварцитов.

Далдынский эндербито-гнейсовый террейн занимает центральную часть щита. Ограничен с запада Котуйканской, а с востока Биляхской зонами меланжа и рассечен почти посередине Главным Анабарским разломом сдвиговой кинематики. Террейн сложен, в основном, первично извержеными эндербитами и основными кристаллическими сланцами, в меньшей степени развиты метаосадочные породы: кварциты, карбонатные отложения. Возраст протолита пород Далдынского террейна оценивается в 3.1 млрд лет. Гранулитовый метаморфизм и синхронные им деформации охватил породы субстрата обоих террейнов на уровне 2.8 млрд лет назад и сопровождался формированием чарнокит-эндербитовых ареалов.

Расположенный на востоке Хапчанский террейн сложен в основном раннепротерозойским метаморфизованными осадочными породами: известняками, доломитами, граувакками и мергелями. Такие породные ассоциации указывают на мелководные, шельфовые обстановки раннепротерозойской пассвиной континентальной окраины. Метаморфизм хапчанской серии достигает гранулитовой фации. Возраст метаморфизма оценивается в 2.0-1.9 млрд.лет, а модельный возраст протолита не древнее 2.4 млрд.лет

Структура Котуйканской и Билляхской коллизионных зон, сшивающих описанные гранулит-гнейсовые террейны представлена серией субпараллельных разломов сдвигово-надвиговой кинематики. Внутри этих зоны в виде крупных тектонических отторженцев залегают блоки гранулитов, анортозитов, сопровождаемых пироксенитами с возрастом 2.1 млрд лет. Вмещающим матриксом являются разнообразные катаклазиты, бластомилониты амфиболитовой фации и сопровождающие их мигматиты и автохтонные граниты с возрастом 1.85-1.9 млрд лет.

Описанный выше хапчанский комплекс распространен и к востоку от Анабарского щита и снова выступает на поверхность в вершине Оленекского свода. Маганско-Далдынский комплекс по геофизическим данным простирается под чехлом платформы на запад вплоть до меридионального Саяно-Таймырского разлома, рассекающего весь Сибирский кратон вплоть до оз.Байкал.

101. Структурное и стратиграфическое распределение месторождений нефти и газа.

Под месторождением нефти и газа, по определению И. О. Брода (1938), следует понимать совокупность залежей внедрах одной и той же площади, образование которой контролируется единым структурным элементом, что определяет общность в системе их поисков, разведки и разработки. тип месторождений предопределяет и тип встречающихся в нем залежей.

Тектонический фактор имеет решающее значение для формирования месторождения. Поэтому он прежде всего учитывается при создании классификационных схем месторождений нефти и газа. Тектонические условия формирования того или иного структурного элемента, контролирующего образование месторождения, прежде всего, зависят от того, с каким крупным геоструктурным элементом земной коры связано формирование этого элемента. В качестве основных геоструктурных элементов в земной коре выделяют геосинклинали и платформы. Особенности развития складчатых областей и платформ предопределяют характер структурных отложений в их пределах. Поэтому при рассмотрении структурных форм, с которыми могут быть связаны нефтяные и газовые месторождения, правомерно разделение их на два основных класса: складчатые и платформенные.

Тяготение нефтяных и газовых месторождений к краевым частям горных сооружений геологически выражается в расположении месторождений в предгорных прогибах и областях погружения складчатых систем, для центральных частей геосинклинальных областей нефтяные и газовые месторождения нехарактерны.Нефтяные и газовые месторождения широко распространены в предгорных прогибах, межгорных впадинах и областях погружения складчатых систем.

Классификация нефтяных месторождений:

I класс — месторождения, сформировавшиеся в складчатых областях

II класс —месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

В I классе выделяются две группы месторождений: А — группа месторождений, связанных с антиклинальными складками; Б — группа месторождений, связанных с моноклинальным залеганием слоев.

Во II классе выделяются четыре группы месторождений: В — месторождения, связанные с куполовидными и брахиантиклинальными поднятиями; Г — месторождения эрозионных и рифовых массивов; Д — месторождения гомоклинали; Е — месторождения синклинальных прогибов.

В основу выделения групп месторождений положен также тектонический фактор, приводящий либо к образованию сходных структурных форм, либо обусловливающий появление зон стратиграфических несогласий или выклиниваний (как частных случаев стратиграфических несогласий). Каждая выделенная группа месторождений включает в себя набор типов месторождений. Типы месторождений выделяются по геологической характеристике локальных участков темной коры, содержащих в себе залежи нефти и газа.

Для детализации классов предлагается выделить подклассы нефтяных и газовых месторождений, существование и особенности которых определяются структурно-тектоническими элементами второго порядка. В качестве основных структурно-тектонических элементов выделяются: 1 — глубокие грабены; 2 — внутриплат-форменные впадины; 3 — сводовые поднятия и их склоны; 4 — платформенная ступень или зона шельфа платформы; 5 — склон платформы или уступ, погружающийся в сторону предгорного прогиба (склон платформы с некоторой условностью может рассматриваться как внешний борт предгорного прогиба); 6 — центральная часть передового прогиба; 7 —внутренний борт передового прогиба; 8 — поднятия складчатых сооружений (собственно складчатые сооружения); 9 — межгорные впадины на древних основаниях; 10 — наложенные мульды.

В вертикальном разрезе осадочной толщи, содержащей в себе залежи нефти и газа, с некоторой условностью можно выделить несколько зон (сверху вниз).

Зона 1 расположена до глубины 500—800 м. Нижняя граница ее может быть определена как наиболее низкая отметка, на которой возможны условия свободного (активного) водообмена. По мере приближения к областям питания граница зоны опускается ниже.

Зона 2 — область возможного затрудненного водообмена в резервуарах, заключающих залежи нефти и газа, глубина ее нижней границы 800—1000 м. Другим критерием для выделения нижней границы этой зоны может служить взаимная растворимость нефти и газов. Ниже этой зоны всегда отчетливо наблюдается обратная (ретроградная) растворимость нефтей в газах.

В зоне 3 весьма затруднен водообмен. Нижняя граница ее определяется примерно на глубине залегания фундамента третьей группы месторождений. Ретроградные явления обычны.

Зона 4 застойная, водообмен отсутствует. Характерно широкое развитие аномалийных давлений. Ретроградные явления выражены очень ярко. Преобладают залежи конденсатного типа и часто газовые. В зоне 5 существование углеводородов возможно только в газообразной форме.

Выделенные пять вертикальных зон встречаются не во всех группах нефтяных месторождений. Особенности распределения вертикальных зон накладывают специфический отпечаток на тип месторождений и залежей нефти и газа в каждой из выделенных групп месторождений.

Вертикальная зональность контролирует глубины возможного нахождения залежей, присущие им давления (нормальные, избыточные и аномалийные), температуры, а следовательно, и свойства нефтей и газов, закономерности их изменения по разрезу и т. д.

Наиболее распространенные нефтегазоносные литофации следующие: а) известняки, доломиты; б) глины (сланцы) с прослоями и линзами песчаников и песков; в) песчаники и пески. Часто; угленосных осадков (11%) и довольно боль­шое распространение соленосных (4%) и пестроцветных (6%) отложений. В предгорных прогибах, как правило, мощность литофации значительно больше, чем в платформенных областях.

По количеству залежей:

• однофазные

• многозалежные.

По фазовому соотношению УВ в залежах:

• Газовые (Березовский район).

• Нефтяные (Шаимский, Салымский, Красноленинский районы ЗС).

• Газонефтяные (Сургутский, Нижневартовский и др. районы ЗС).

• Газовые - газоконденсатные (Ямальская. Гыданская. Надым-Пурская и др. НГО ЗС).

Геотектонические и фациально-палеографические обстановки формирования нефтепроизводящих свит.

В природных условиях залежи нефти и газа в большинстве случаев связаны с осадочными толщамиТолщи осадочных пород с заключенными в них нефтеносными и газоносными пластами называются нефтегазоносными свитами. Литологическая характеристика осадочных толщ зависит от геологических условий их образования и, прежде всего, определяется геотектонической жизнью площади осадконакопления. Схематично можно выделить три основные геотектонические обстановки: платформенную, геосинклинальную и переходную обстановку предгорных прогибов. В типично геосинклинальных условиях нефтяные и газовые месторождения почти не встречаются. Поэтому рассмотрим толщи типично платформенных и предгорных областей.Наиболее распространенные нефтегазоносные литофации следующие: а) известняки, доломиты; б) глины (сланцы) с прослоями и линзами песчаников и песков; в) песчаники и пески.Реже всего нефтегазоносные свиты представлены такими литофациями: а) песчаниками с прослоями конгломератов; б) глинами (сланцами) с прослоями и линзами известняков.

В фациальных группах, выделенных по условиям образования, среди нефтегазоносных свит, наиболее широко представлены нормальные морские осадочные образования, угленосная фация и фация пестроцветных отложений. Наименее распространена флишевая фация, которая к тому же не встречается в платформенных условиях. Обращает на себя внимание широкое распространение среди нефтегазоносных толщ угленосных осадков (11%) и довольно большое распространение соленосных (4%) и пестроцветных (6%) отложений.

В бывшем СССР наблюдается несколько иное распределение залежей нефти и газа по литологии вмещающих толщ. Из 1172 рассмотренных скоплений 74% приходится на долю скоплений, приуроченных к толщам терригенного состава, 18% — к толщам карбонатного и 8% — к толщам терригенно-карбонатного состава. В предгорных прогибах, как правило, мощность литофации значительно больше, чем в платформенных областях.