авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 23 | 24 || 26 | 27 |   ...   | 30 |

«Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального об- разования Ухтинский государственный ...»

-- [ Страница 25 ] --

7 – значение граничной скорости;

8 – вариационные кривые глубин залегания намагниченных тел.

Аномалии: 9 – силы тяжести;

10 – геомагнитного поля.

По данному профилю проведено гравитационное зондирование земной коры и верх ней мантии, в основе которого лежит методика численного дифференцирования А. К. Маловичко – О. Л. Таруниной с использованием производных первого и второго по рядков с четырьмя радиусами вычислений, равными 2, 10, 20, 50 км. А. К. Маловичко и О. Л. Тарунина, изучая возможности метода интегрирования горизонтальных градиентов, отмечали, что, поскольку локальный эффект в горизонтальных производных доминирует, то в результате их интегрирования должны получаться значения локальных аномалий в чистом виде, а метод вариаций Андреева-Гриффинга при оптимальных условиях расчета обладает такими же разрешающими способностями, как и производные, вычисленные по малоточеч ным формулам. Кроме того, они указывали, что величина оптимального шага для вычисле ния локальных аномалий должна быть приблизительно в два раза больше шага вычисления горизонтальных производных (А. К. Маловичко, О. Л. Тарунина, 1981, 1987), поэтому кроме Тектоническое строение вычислений высших производных первого и второго порядков использовался также аппарат вычисления локальных, региональных и остаточных аномалий гравитационного поля.

При интерпретации использовались гравиметрические карты в редукции Буге (поле Vz) 1:200000 и 1:2500000 масштабов, в которых исключено нормальное притяжение эллип соида и учтено влияние промежуточного слоя, заключенного между точкой наблюдения и поверхностью геоида. По этим гравиметрическим картам решались все задачи, связанные со структурно – тектоническим районированием территории, оценкой мощности земной коры, выявлением плотностных неоднородностей в земной коре и мантии. Количественная интер претация заключалась в оценке глубин залегания основных структурно-вещественных ком плексов земной коры и верхней мантии.

Рис. 98. Линия гравиметрического профиля MEZTJMPECH Условные обозначения:

1 – границы надпорядковых структур, 2 – границы структур первого порядка, 3 – линия гравиметрического профиля MEZTJMPECH Первая гравиактивная граница с аномальной плотностью 160-350 кг/м3, отождеств ляемая нами с поверхностью консолидированной коры, находится на глубине от 2 км до 8 км. Данная поверхность наиболее погружена в пределах Вычегодского прогиба и Тимана и протягивается, по гравиметрическим данным, до Восточно-Уральской структурно формационной зоны Уральского кряжа. Прослеживание архейско-раннепротерозойского кристаллического фундамента в пределах Восточно-Уральской структурно-формационной зоны Урала затруднено и требует детальных специальных исследований. Кроме того, по гра виметрическим данным внутри гранито-гнейсового слоя наблюдается по крайней мере еще две гравиактивные границы, но для их однозначной привязки также требуется проведение специальных исследований.

Следующая гравиактивная граница с аномальной плотностью 100-160 kг/м3, отожде ствляемая нами с подошвой гранито-гнейсового подкомплекса (кровлей диоритово гнейсового подкомплекса), наблюдается по гравиметрическим данным, на глубине 10-20 км.

Тектоническое строение Рис. 99. Обобщенный геолого-плотностной разрез по профилю MEZTIMPECH.

Составила Н. В. Конанова Условные обозначения:

1 – линия профиля с пикетами (пк) гравиметрических точек наблюдения, 2 – значения аномальной (в прямоугольнике) и эффективной (в эллипсе) плотности, 3 – верхнепротерозойский структурно-вещественный комплекс, 4 – гранито-гнейсовый (а) и диорито-гнейсовый (б) слои, 5 – гранулито-базитовый слой, 6 – уплотненные (а) и разуплот ненные (б) породы верхней мантии, 7 – основные геоплотностные границы (а) и разломы (б), гравиметрические пикеты проведены через 10 км Диорито-гнейсовый структурно-вещественный подкомплекс верхней коры имеет пе рерывы сплошности своего распространения в пределах исследуемой территории. Выклини вание нижней части верхней коры происходит в пределах Тиманской гряды. Наиболее приближен к поверхности данный комплекс в Восточно-Уральской структурно формационной зоне, наименее - в Волго-Уральской антеклизе.

Кровля гнейсо-гранулитового структурно-вещественного комплекса является наибо лее «капризной» гравиактивной границей с точки зрения неоднозначности геологической интерпретации гравиметрического поля, поэтому ее характеристики следует принимать с оп ределенной степенью условности. Кровля гнейсо-гранулитового слоя залегает на глубине 26 км, по гравиметрическим данным, в Волго-Уральской антеклизе а в районе Вычегодского прогиба Мезенской синеклизы поднимается до глубины 23 км. Минимальные отметки зале гания кровли данного слоя, по гравиметрическим данным, вероятно, будут приурочены к границе Тиманской гряды с Печорской синеклизой. В Предуральском прогибе и на Урале гнейсо-гранулитовый слой фиксируется на глубине около 20 км.

Поверхность Мохоровичича, по гравиметрическим данным, залегает на глубине 35 50 км в пределах исследуемой территории. Максимальный (до 35 км) подъем данной по верхности наблюдается в пределах Вычегодского прогиба Мезенской синеклизы, а наиболее погружена поверхность Мохо (до 50 км) в пределах Уральского кряжа. Ниже поверхности Мохоровичича, на глубине 50-60 км практически на всей территории прослеживается еще одна поверхность М1, залегающая параллельно поверхности М и повторяющая ее по форме залегания.

Совместное использование производных первого и второго порядков на этапе качест венной интерпретации гравитационного поля позволило по точкам перехода второй произ водной через ноль и точке экстремума горизонтальной производной первого порядка выявить границы блоков пород с различными физическими свойствами (плотностью). В ре Тектоническое строение зультате проведенных исследований в мантии выявлен крупный блок разуплотненных пород, который в современном структурном плане расположен под Вычегодским прогибом Мезен ской синеклизы. Западная его граница проходит в районе п. Визябож (Кировско-Кажимский авлакоген), а восточная – в районе Тиманской гряды.

Сысольский свод Волго-Уральской антеклизы характеризуется большой мощностью консолидированной части земной коры, с преобладанием в разрезе гранитного слоя и нор мальной мощностью базальтового слоя. Верхняя мантия обладает повышенными значениями плотности и обладает тенденцией к погружению мантийных блоков. В земной коре этот про цесс должен сопровождаться подъемом земной поверхности.

Вычегодский прогиб Мезенской синеклизы отмечается наличием выступов архейско го фундамента, вариациями мощности рифейских пород от 1.2 до 5 км и характеризуется со кращенной мощностью консолидированной коры и наличием разуплотненных пород верхней мантии, имеющих тенденцию к подъему мантийных флюидов до поверхности М1. В земной коре данный процесс сопровождается прогибанием поверхности фундамента и, возможно, наличием зон «волноводов», которые характеризуются частичным плавлением вещества земной коры.

Тиманская гряда отличается сокращенной мощностью консолидированной коры и на личием в верхней мантии блока пород повышенной (до 3400 кг/м3) плотности, залегающего на глубине 46-49 км. В районе Тиманской гряды происходит выклинивание нижнего слоя гра нито-гнейсового и, вероятно, диорито-гнейсового структурно-вещественных подкомплексов, что может свидетельствовать о более сильной базификации земной коры в данном регионе.

Ижма-Печорская моноклиналь южной части Печорской синеклизы и Предуральский желоб характеризуются сложным строением консолидированной части земной коры с при сутствием клина пород диорито-гнейсового структурно-вещественного подкомплекса, а так же наличием в разрезе пород гранито-гнейсового структурно-вещественного подкомплекса нормальной мощности, несколько сокращенной в Предуральском желобе. Верхняя мантия представлена породами пониженной (до 3120 кг/м3) плотности.

Результаты интерпретации гравиметрического поля по профилю MEZTIMPECH, свиде тельствуют о том, что исследуемая территория имеет сложное глубинное строение. Удалось выявить в пределах слабо изученного в геологическом отношении региона систему разрывных нарушений, предположительно связанную с границей крупного мантийного блока, приуро ченного в структурном тектоническом плане к Вычегодскому прогибу Мезенской синеклизы, который характеризуется относительно пониженными значениями плотности мантийных по род. Верхняя мантия Волго-Уральской антеклизы сложена относительно более плотными по родами. Под Восточно-Уральской структурно-формационной зоной выявлен блок аномально плотных пород верхней мантии, плотность здесь достигает 3480 кг/м3. На Южном Тимане в восточной части разреза характерно присутствие в верхней мантии плотных пород, отсутствие (?) диорито-гнейсового слоя, выклинивание нижней части гранито-гнейсового подкомплекса, а также прогибание поверхности архейско-раннепротерозойского фундамента.

3.5.2. «Проницаемость» мантии По результатам расчетов горизонтальной производной второго порядка с тремя ра диусами вычислений (50, 200, 800) в мантии выделены границы блоков пород с разными фи зическими свойствами (плотностью). При радиусе вычислений 50 км поле q Vzxx отражает блоковое строение мантии до 100 км (верхнюю мантию), при радиусе вычислений 200 км поле q Vzxx характеризует мантию приблизительно на глубине 400 км (низы верхней мантии и среднюю мантию), а при радиусе вычислений 800 км поле q Vzxx отражает строение мантии до 1600 км (нижнюю мантию). Учитывая тот факт, что более плотные породы мантии явля ются менее проницаемыми для глубинных флюидов, а разуплотненные породы являются флюидо - и газонасыщенными, можно построить на основе расчетов горизонтальной произ Тектоническое строение водной второго порядка и локальных аномалий схематическую карту "проницаемости" ман тии исследуемой территории.

1. Зоны "абсолютно" проницаемой мантии отличаются пониженными значениями плотности вещества на всех уровнях мантии. При анализе распространения таких зон отме чается, что эти зоны имеют большие размеры и широко представлены на севере Западно Сибирской плиты, а в пределах Печорской плиты они характеризуются небольшими разме рами и меньшей распространенностью.

2. Зоны проницаемой средней и нижней мантии и непроницаемой верхней мантии ха рактеризуются пониженными значениями плотности пород слоев С и Д (средняя и нижняя мантия), породы верхней мантии в этих зонах обладают повышенными значениями плотно сти. Таких зон немного, они имеют ограниченное распространение в пределах исследуемой территории.

3.Зоны проницаемой верхней и средней мантии и непроницаемой нижней мантии ха рактеризуются пониженными значениями плотности пород слоев В и С, нижняя мантия (слой Д) в этих зонах оказывается более плотной.

4. Зоны проницаемости средней мантии характеризуются пониженными значениями плотности пород средней мантии, верхняя и нижняя мантии в этих зонах являются непрони цаемыми для глубинных флюидов.

5. Зоны непроницаемой средней мантии характеризуются повышенными значениями плотности пород средней мантии и проницаемой верхней и нижней мантий. Такие зоны на блюдаются внутри зон "абсолютно" непроницаемой мантии и имеют ограниченное распро странение на исследуемой территории.

6. Зоны непроницаемой верхней и средней мантии характеризуются повышенными значениями плотности пород верхней (слой В) и средней (слой С) мантий и пониженными значениями плотности пород нижней мантии (слой Д).

7. Зоны непроницаемой средней и нижней мантии характеризуются повышенными значениями плотности средней и нижней мантии и пониженными значениями плотности по род верхней мантии.

8. Зоны "абсолютно" непроницаемой мантии характеризуются повышенными значе ниями плотности пород на всех уровнях мантии. Такие зоны широко распространены в пре делах Печорской плиты, и менее - в пределах севера Западно-Сибирской плиты.

Результаты изучения проницаемости мантии показали, что мантия Печорской и севе ра Западно-Сибирской плит весьма неоднородна по своим физическим свойствам (плотно сти) и имеет слоисто-блоковое строение.

3.5.3. Тепловой режим литосферы Тимана и Печорской плиты На основе количественной и качественной интерпретации гравиметрического поля по методике гравитационного зондирования с использованием аппарата численного дифферен цирования выявлены блоки пород в верхней мантии (рис. 100), обладающие повышенными и пониженными значениями плотности (Конанова, 1997). А поскольку плотные породы верх ней мантии являются непроницаемыми (малопроницаемыми) для глубинных горячих ман тийных потоков, то их можно считать относительно холодными с точки зрения температурного режима мантии, а разуплотненные, проницаемые для глубинных потоков, породы верхней мантии - относительно более горячими. С определенной долей условности данные интерпретации гравиметрического поля можно использовать при определении тем пературного режима мантии. Сводная схематическая карта температурного режима консоли дированной коры (рис. 102) составлена по данным Н. Ю. Цехановской с учетом распределения температур по кровле гранито-гнейсового, гранулито-метабазитового ком плексов земной коры и по поверхности Мохоровичича. Сводная карта температурного ре жима консолидированной коры представляет собой совокупность холодных и горячих участков территории по всему разрезу консолидированной коры Печорской плиты.

Тектоническое строение Рис. 100. Строение верхней мантии ТПП и сопредельных территорий.

Составила Н. В. Конанова.

1 – границы разуплотненных (горячих) и плотных (холодных) верхнемантийных блоков, 2 – границы надпорядковых структур ТПП, 3 – а – горячие, б – холодные блоки пород верхней мантии Рис. 101. Схематическая карта «проницаемости» мантии.

Составила Н. В. Конанова.

Условные обозначения:

1 – зоны «абсолютно» проницаемой мантии, 2 – зоны проницаемых средней и нижней ман тий (слои С, Д), 3 – зоны проницаемых верхней и средней мантий (В, С), 4 – зоны проницае мой средней мантии и непроницаемых верхней и нижней мантий, 5 – зоны непроницаемой средней мантии и проницаемых верхней и нижней мантий, 6 - зоны непроницаемых верхней и средней мантий, 7 – зоны непроницаемых средней и нижней мантий, 8 – зоны «абсолютно»

непроницаемой мантии, 9-11 – нулевые изолинии Vzzz: 9 - при R =50 км, 10 – при R = 200 км, 11 – при R=800 км.

Рис. 102. Температурный режим консолидированной коры (КК) ТПП и сопредельных территорий.

Составила Н. В. Конанова по данным Н. Ю. Цехановской.

Условные обозначения:

1-4: повышенные (пониженные) значения температур на поверхности 1 – Мохо, 2 – Конрада, 3 – гранито-гнейсового слоя, 4 – рифейского фундамента, 5 – а – горячие зоны, б – холодные зоны Тектоническое строение Рис. 103. Температурный режим осадочного чехла (ОЧ) ТПП и сопредельных территорий.

Составила Н. В. Конанова по данным ГФУП «Ухтанефтегазгеология», Тимано-Печорского НИЦ.

1-4: повышенные (пониженные) значения температур на поверхности 1 – Ddm, 2 – O3-D1, 3 – P1? 4 – P2, 5 – а – горячие зоны, б – холодные зоны Тектоническое строение Рис. 104. Схема сопоставления температурного режима верхней мантии, консолидированной коры (КК) и осадочного чехла (ОЧ) ТТ и сопредельных территорий.

Составила Н. В. Конанова.

Условные обозначения:

Повышенные (пониженные) значения температур: 1 – консолидированной коры, 2 – осадочного чехла, области горячих (3а) и холожных (3б) зон.

остальные условные обозначения см. на рис. 103.

Тектоническое строение В целом для консолидированной части коры характерно наличие нескольких участков на территории Печорской плиты, обладающих повышенными значениями температур на по верхности гранито-гнейсового, гранулито-метабазитового комплексов и поверхности Мохо.

Стабильно горячие участки консолидированной коры располагаются в современном струк турном плане ТПП в пределах Коротаихинской, Косью-Роговской, Ижемской впадин, а так же Западной структурно-формационной зоны Урала в районе верховьев р. Печора.

Стабильно холодные участки консолидированной коры приурочены в современном струк турном плане к Воркутскому поперечному поднятию Предуральского краевого прогиба, Ва рандей-Адьзвинской зоне, южной части Омра-Лузской седловины, северной части Тиманской гряды.

Сводная схематическая карта температурного режима осадочного чехла Тимано Печорской провинции (рис. 101) составлена по данным ГФУП «Ухтанефтегазгеология», «Севергеофизика» и Тимано-Печорского НИЦ. Она отражает наличие в осадочном чехле Печорской плиты участков со стабильным режимом теплового поля по всему разрезу оса дочного чехла. Холодные участки осадочного чехла приурочены в современном тектониче ском плане к Тиманскому кряжу и прилегающей к нему с северо-востока территории, Варандей-Адьзвинской зоне (исключая ее центральную часть), гряде Чернышева, восточной части Воркутского поперечного поднятия Косью-Роговской впадины. Стабильно горячие участки осадочного чехла ТПП расположены в центральных частях Косью-Роговской и Ижемской впадин, на севере Денисовской и Хорейверской впадин, на севере Большесынин ской впадины Предуральского краевого прогиба и в районе Лодминской седловины, а также на западе Верхнепечорского поднятия Предуральского краевого прогиба.

При сопоставлении данных по тепловому режиму земной коры и верхней мантии (рис. 104) отмечается их однозначное соответствие друг другу. При этом холодные участки осадочного чехла и консолидированной части земной коры располагаются над холодными блоками верхней мантии, а горячие участки земной коры - над относительно более теплыми блоками пород верхней мантии Печорской плиты. Степень соответствия температурных по лей стабильных с точки зрения теплового режима участков земной коры и мантии достигает 90%. Следовательно, тепловой режим земной коры однозначно определяется тепловым ре жимом мантии, а распределение аномальных масс в верхней мантии имеет закономерные связи с особенностями строения земной коры и поверхностных структур. Относительно ста бильно холодные и горячие участки в разрезе осадочного чехла и консолидированной коры расположены над участками мантии с соответствующими тепловыми режимами.

В мантии, где активность кислорода мала, в первую очередь H и He, а также CH4, F, CO, N2 будут первыми компонентами флюидных систем, формирующихся в пределах тепло вых аномалий в верхней мантии и мигрирующих от таких аномалий в земную кору. Пре имущественно "кислый" состав пород консолидированной земной коры на пути миграции флюидного потока предопределяет достаточно высокий уровень сохранения первичного со става флюида, и наоборот, безгранитные участки земной коры, обладающие высоким окис лительным потенциалом, способствуют вытеснению He, H2, CO, CH4 водой и углекислотой (Флюидный режим, 1977). Поскольку гелий обладает высокой удельной теплоемкостью, то он должен испытывать тенденцию к накоплению в высокотемпературной (проницаемой) об ласти. Если нефтегазоносность недр рассматривать как результат взаимодействия двух встречных потоков, один из которых представляет собой погружающиеся осадочные слои, а другой – восходящую ветвь мантийной конвекции, осуществляющую тепломассоперенос из глубин Земли (Соколов, 1991), то при определении перспективных зон нефтегазоносности необходимо учитывать и строение мантии исследуемых регионов. Для таких построений на ми предлагается использовать, в первую очередь, схематические карты "проницаемости" мантии. С этих позиций с учетом полученных данных по тепловому режиму литосферы Пе чорской плиты можно предположить повышенную гелионосность нефтегазовых месторож дений в районе Коротаихинской и Косью-Роговской впадин, а также на северо-западе Хорейверской впадины, где наблюдаются исключительно благоприятные глубинные условия Тектоническое строение (восходящая ветвь мантийной конвекции, наличие гранито-гнейсового слоя нормальной мощности) для формирования и сохранности гелиевых потоков. При наличии поверхностных условий - разломов в земной коре, высокоемких резервуаров, покрышек, структурных и про чих ловушек здесь можно ожидать наличие месторождений нефти и газа с самым высоким в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции процентным содержанием мантийного ге лия. Известно, что кимберлиты и алмазосодержащие породы обязаны своим происхождени ем процессам, происходящим в мантии. Приведенные материалы по строению и температурному режиму литосферы Тимано-Североуральского региона были привлечены в качестве одного из возможных критериев оценки перспективности данной территории на ко ренную алмазоносность. В первую очередь обращалось внимание на холодные участки лито сферы, характеризующиеся пониженными значениями температурного режима на всех уровнях: мантии, консолидированной коры и осадочного чехла. Возможно, большая часть энергии в этих регионах ушла на выплавление основных и ультраосновных (?) магм и дос тавку их с глубин мантии к поверхности земной коры. Относительно холодные зоны лито сферы могут быть представлены в виде трубы, пронизывающей все слои литосферы (в объеме мантии, консолидированной коры и осадочного чехла) и заполненной непроницае мыми (плотными) породами, по - видимому испытавшими процессы дифференциации веще ства. А в «горячей» зоне происходит дегазация вещества верхней мантии через проницаемые (разуплотненные) породы земной коры. Для Тимана характерно наличие более холодного с точки зрения теплового режима разреза литосферы по сравнению с Печорской плитой, на ко торой присутствуют супергорячие зоны. На Тимане таких зон не обнаружено, зато имеются две суперхолодные зоны, расположенные на севере и юге Тимана, которые с точки зрения металлогении следует увязывать с перспективами алмазоносности данных районов. На тер ритории Тимано-Североуральского региона перспективными с точки зрения обнаружения коренных источников ультраосновных (кимберлитовых) магм являются два участка. Первый участок расположен на севере Тиманского кряжа, а второй - в южной части Печорской си неклизы, в непосредственной близости от Южного Тимана.

3.6. Неотектоническое районирование Вопросами неотектоники непосредственно Тимана занималось сравнительно неболь шое количество исследователей. Как бы это ни было неожиданным, в числе первых, кто подметил проявление неотектоники на Тимане (да и вообще в мире), был Ф. Н. Чернышев.

Неожиданным, потому что на период его исследований (1889-1890 гг.) еще и термина «не отектоника» не существовало, и он не мог свое наблюдение объяснить так, как это может быть объяснено с современных позиций.

В своей работе Ф. Н. Чернышев пишет следующее: «Сравнение гипсометрических данных показывает, что большинство упомянутых рек (Сула, Цильма, Пижма Печорская и др.) в дальнейшем своем течении прорезывают отдельные хребты Тимана, абсолютная высо та которых значительно превосходит высоту водораздельных пространств». Под высотой хребтов следует понимать высоту их вершинных поверхностей.

По нашему мнению, такое явление ничем другим, как проявлением неотектоники, объяснить нельзя.

Касаясь унаследованности черт земного рельефа Среднего Тимана, П. С. Макеев ука зывает, что, несмотря на то, что палеозойские отложения сильно размыты, наивысшие точки рельефа приурочены к наивысшим точкам тектонического рельефа, к антиклиналям в вер ховьях Ижмы, то есть, палеозойская складчатость северо-северо-западного и меридиональ ного простирания проявляется в современном рельефе. Мезозойские отложения, перекрытые четвертичными, также сильно размыты, как и палеозойские. Но коренной мезозойский рель еф сильно повлиял на процесс отложения четвертичных наносов и его высшие точки, яв ляющиеся гребнями антиклинальных складок, отразились, хотя и слабо, через покров наносов на современном рельефе.

Тектоническое строение Этим явным (в палеозойской складчатости) и скрытым (в мезозойской складчатости) отражением тектонических форм в рельефе объясняется преимущественно меридиональное направление большинства долин крупных рек и отдельных крупных их участков.

Изучение неотектонического строения Среднего Тимана продолжил А. А. Малахов (1936). Он также в ряде случаев указывает на перепиливание реками гряд, возвышающихся над равнинами, по которым они протекают.

По мнению А. А. Малахова, последняя фаза формирования рельефа Тимана, произо шедшая в четвертичное время, отразилась в виде эпейрогенических поднятий отдельных его участков. Наиболее четко такое поднятие рисуется на р. Печорской Пижме, у устья р. Светлой. Протекая в среднем течении поперек озерно-аллювиальной равнины, она в 10 км от устья врезается в возвышенность, поднимающуюся над равниной на 60 м прорезает ее до слияния с Печорской Пижмой, образуя каньонообразную долину. Ту же картину повторяет и р. Печорская Пижма, протекающая в верховьях по озерно-аллювиальной равнине. Около устья р. Гнилой направление течения р. Печорской Пижмы приближается к меридионально му, река огибает возвышенность, расположенную к востоку и, наконец, в 70 км ниже р. Гнилой врезается в нее, вместо того, чтобы обогнуть с юга. С этого места берега р. Печорской Пижмы становятся каньонообразными и достигают 60-80 м высоты.

Еще более характерно поведение р. Усяны, левого притока р. Светлой. Она протекает вначале по озерно-аллювиальной равнине и имеет невысокие берега. Далее она прорезает возвышенность высотой 70-80 м, образуя каньонообразные берега. Террасы рр. Светлой и Усяны 1я, 2я, 3я и 4я имеют в верхнем течении высоты соответственно 3, 7, 12 и 22 м. В пределах пересекаемой возвышенности фрагменты 1, 2 и 3" террас имеют ту же высоту 3, 7, 12 м. Четвертая терраса отсутствует и между 3й террасой и плато, имеющим высоту 80 м, существует скачок. Платообразность возвышенности дает право утверждать, что она по воз расту соответствует 4й террасе и значит, вся эта область была поднята на высоту около 60 м в период между образованием 3й и 4й террас, то есть, участок у устья р. Светлой испытал под нятие в послеледниковое время на 60 м. Такое же поднятие испытал, по-видимому, район Еранского Мега, где также наблюдается молодость Печорской Пижмы, выражающаяся в каньонообразности долины. Здесь 4я терраса также имеет высоту около 80 м над урезом реки.

Такое же молодое поднятие испытал район р. Вашки и низовьев Мезени. Поводом к отнесению его к зоне проявления четвертичного энейрогенеза является находка морской по слеледниковой фауны (р. Чулос) на высоте 100-109 м. Нахождение ее на такой высоте легче объяснить эпейрогенезом, чем подъемом уровня морской послеледниковой трансгрессии.

Четвертым районом омоложенного рельефа можно считать весь Четласский Камень, по склонам которого наблюдаются крутые падения рек (падение верховьев р. Мезени дости гает 1 м/км) и сильно врезанная речная сеть, а также и Валсовскую возвышенность, расчле няемую по склонам радиально расположенными реками, в течении которых отмечены водопады и падуны.

Таким образом, признаками омоложения рельефа в результате проявления четвертич ного эпейрогенеза А. А. Малахов вполне обоснованно, с нашей точки зрения, считает: кань онообразный характер речных долин (Еранский Мег), усиленное врезание гидросети, крутые падения рек (Четласский Камень, Валсовская возвышенность), большие высоты у некрупных речек (Светлая, Усяна) 4й террасы (или коренных берегов), находки морской послеледнико вой фауны на высотах более 80 м абс.

В число этих признаков можно добавить образование речных порогов и перекатов за счет вымывания из берегов и скоплений в руслах валунов из валунных суглинков. Дело в том, что вымывание валунов свидетельствует об усилении эрозионной деятельности реки, обусловленной, как правило, положительными неотектоническими движениями.

В своем описании верховьев р. Мезень А. А. Малахов напрямую увязывает пропили вание рекой крепких пород, образование сквозных долин, разъединение верховьев рек и их перестройку с неотектоническими поднятиями.

Верховья р. Мезени в первый момент валдайской фазы последнего оледенения пред Тектоническое строение ставляли собой озеровидный бассейн, согласный по конфигурации с простиранием коренных пород. Начавшееся поднятие страны заставило воды бассейна пропилить крепкие горные по роды известняки карбона на участке между реками Кривой и Песью. Продолжающееся поднятие привело к разъединению рек Ирвы и Елвы Вымской.

Вопросы происхождения остальной речной сети А. А. Малаховым правомерно связы ваются с неравномерными движениями земной коры, происходившими в усянскую (послед нюю) фазу тектогенеза.

Только наличием этих движений, с учетом направлений протоков и расположения холмистых образований можно объяснить происхождение сквозных долин, наблюдающихся между целым рядом рек, а также основных направлений большинства Тиманских рек.

К 50м годам прошлого столетия неотектоника трудами В. А. Обручева, Н. И. Николаева и других превратилась в самостоятельную геологическую дисциплину.

Большую роль для глобальных корреляций сыграло установленное Н. И. Николаевым в 1962 г. трехчленное деление неотектонического этапа на фазы (ритмы). Границы между ними обусловлены переменой знака колебаний и отражают смену хода и характера развития земной коры. Трехчленное деление неотектонического этапа с такими реперными границами оказалось удобным и в практике. Н. И. Николаев охарактеризует ход развития каждой фазы.

Первая вызвана общим движением вверх и названа материковой. Вторая фаза общее дви жение вниз, названа первой морской. С нею связано образование шельфа (в том числе па леошельфа) и покровного комплекса шельфовой и озерной формации плиоцен четвертичного возраста. Третья фаза (вторая материковая) характеризуется новым общим поднятием. В этот период происходит частичное осушение шельфа и формирование совре менного рельефа, речных и морских террас.

Практическая корреляция событий неотектонического этапа затрудняется недоста точным обоснованием возраста каждой из фаз. Трактовка возраста осадочного чехла, соот ветствующего фазе опускания морскому ритму, во многом зависит от взгляда на генезис соответствующих отложений. Те исследователи, которые относят их к осадкам шельфовой формации, считают возраст неоген- или плиоцен-плейстоценовым;

сторонники ледникового происхождения рельефа равнин датируют возраст новейших отложений только плейстоце ном. Позиции некоторых исследователей относительно возраста трех главных фаз неотекто нического этапа отражены в табл. 12.

Таблица 12. Возраст фаз неотектонического этапа по опубликованным материалам Фазы Авторы I II III 1 2 3 Николаев Н. И. (1962) Миоцен Плиоцен Антропоген Афанасьев Б. Л., Данилов И. Д., Дедеев В.А. (1988) N1 NII-Q1 QII-IV QII-Q1III Q2III-QIV Асеев А. А., Благоволин Н. С. и др. (1972) N-Q 1 2 3 Стрелков С. А. (1965) N-Q1 QII-QIII QIV Лазуков Г. И., Чочиа Н. Г., Спасский Н. Ч. (1981) N Q1-QII QII-QIII Любимов Б. П. (1966) N Q1-QII QIII -QIV Гуревич Г. И. (1970) N Q1-QII Q1-QII Зархидзе В. С. (1981) N N Q В работе Л. П. Шилова и А. С. Бушуева рассмотрено неотектоническое строение вос точного склона Среднего Тимана.

Основным методом выявления новейших тектонических движений служило инстру ментальное и полуинструментальное продольное и поперечное профилирование речных до лин с непрерывным прослеживанием спектра террас и изучением долинного и придолинного Тектоническое строение комплекса отложений.

На склоне Тимана исследовались рр. Кедва, Сюзью, Ручица с притоками Средней, Го ревой, Заижемской;

в Печорской депрессии р. Седью с притоками Ныресом и Седмесом.

Плановое распределение гидросети характеризуется субмеридиональным и субши ротным направлениями, что обуславливается тектоническим развитием Тимана. Наиболее глубокие и древние тектонические нарушения имеют тиманское простирание, поэтому и ос новные реки, приуроченные к ним, наследуют это же направление. Вместе с тем на Тимане существуют и поперечные разломы (Розанов, 1949, Солнцев, 1954 и др.), которые оживля лись в различные геологические эпохи, в том числе в новейшую. К таким поперечным нару шениям приурочены реки, текущие вкрест простирания Тимана. По В. А. Варсанофьевой, современная речная сеть на Тимане заложилась в раннем мезозое. По древним разломам Ти мана происходили подвижки, по этим зонам и закладывалась речная сеть. Наиболее отчетли вой связь гидросети с рельефом была в третичное время. В четвертичное время, несмотря на то, что в средне- и позднечетвертичное время накопилась значительная толща осадков, связь рельефа с тектоническим строением сохранилась. Она выражается в закономерном располо жении гидросети в плане, ярусности земного рельефа и в характере строения речной сети. На характере строения отдельных участков долины, продольных профилей рек и высот террас четко отражается различная интенсивность неотектонических движений.

В строении современного структурного плана восточного склона Среднего Тимана выделен ряд структурных ступеней (структурных террас): Нижне-Ижемская, Ижемская, Кед винская, Черно-Кедвинская, Сюзьюская и разделяющие их флексуры: Нерицко-Седьюская, Кюфелдино-Ижемская, Кедвинско-Кюфелдинская и Сюзьюская.

Структурные террасы представляют собой зоны относительно пологого залегания по верхним слоям мезозойских отложений, падающих на северо-восток под углом до 2. Флек суры, разделяющие структурные террасы, имеют угол падения 4-5. И террасы, и флексуры увеличивают крутизну с глубиной и по мере приближения от Печорской депрессии к цен тральной части Среднего Тимана. К верхним коленам флексур приурочены локальные не отектонические структуры. Флексуры являются унаследованными или зависимыми от более древних флексур, переходящих на глубине в разломы.

Прямая зависимость четвертичных флексур от более древних четко видна при сопос тавлении геоморфологического профиля р. Нерицы с профилем бурения вдоль ее долины (рис. 105) Выделенные новейшие флексуры и структурные террасы совпадают с аналогич ными структурными формами по более глубоким горизонтам. Водный сейсмический про филь по р. Ижме (1961 г.) показал сходную картину строения глубоких отражающих горизонтов. Локальные неотектонические структуры в бассейне р. Нерицы хорошо согласу ются в плане с аномалиями электроразведки ВЭЗ.

Высказано мнение, что основными направлениями поисков локальных структур на нефть и газ на восточном склоне Среднего Тимана могут служить зоны четвертичных флек сур, к которым приурочены локальные структуры типа известной Порожской, осложняющей региональную флексуру-сброс. На Транстиманскую дислокацию, пересекающую Мезенскую впадину, Предтиманский прогиб, Тиманский кряж и Печорскую впадину, указал A. M. Берлянд (1971 г.).

Между 65 и 66° с. ш. наблюдается зона выдержанных по параллели орографических и тектонических элементов и геофизических аномалий. Поперечные простирания элементов орогидрографии, локальных неотектонических структур и геофизических аномалий отчетли во прослеживаются строением гидросети, долинами рек Пезы, Цильмы, Печоры и их прито ков. Транстиманская дислокация подчеркивается расположением небольших гряд и ложбин, параллельных общему простиранию. Зоны неотектонических поднятий при пересечении с дислокацией на Тимане характеризуются кулисообразными сочленениями.

Поперечная дислокация, по-видимому, является следствием ротационных напряже ний, возникавших в земной коре вблизи 62 критической параллели северного полушария.

Вопросы новейшей тектоники Тиманской гряды достаточно полно на современном Тектоническое строение уровне разработаны А. А. Ференс-Сороцким (1973) (рис. 105).

Надпорядковая морфоструктура Тиманской гряды отделяет Печорскую синеклизу с более молодым метаморфическим фундаментом от остальной части Русской плиты, генети чески связанной с нею, является хребет Пае на п-ове Канин.

Морфологически Тиман состоит из ряда платообразных древних и современных де формированных блоков, сундучных складок, приподнятых на разную величину. Возвышен ности сложены палеозойскими образованиями или (Чайцин Камень, мыс Румяничный, Четлас, Очпарма и др.) породами рифейского фундамента.

Границы современной Тиманской гряды с Мезенской синеклизой нечеткие. На севере она проводится по зоне выраженных в рельефе (линеаменты) и обновленных в чехле глубин ных разломов. Южнее граница морфологически выражена лучше и совпадает с серией струк турно-абразионных уступов. От Печорской синеклизы Тиман отделен ступенчатой серией структурно-абразионных уступов и древних высоких террас. По этой границе регистрируют ся новейшие разломы, зафиксированные дислокациями в породах палеозоя, мезозоя и осад ках антропогена. Мощность антропогеновых (плиоцен-плейстоценовых) осадков колеблется от 0 до 80 м, залегание их трансгрессивное. Оледенение в пределах Тимана имело локальный характер и не оказало существенного влияния на его современный рельеф. Последний опре деляется структурой коренных пород и морфологией поверхности фундамента. Активное позднеантропогеновое поднятие почти полностью снивелировало эффект аккумулятивной и экзарационной деятельности ледников.

Тиман древняя унаследованная структура, в пределах которой тенденция к преобла дающему воздыманию регистрируется с некоторыми перерывами, по крайней мере, с позд непалеозойского - раннемезозойского времени. Об этом свидетельствуют: отсутствие в ряде мест осевой части гряды палеозойских пород и наличие коррелятных им отложений в Печор ской синеклизе (скв. 1 – У-Цильма);

отсутствие мезозойских образований на большей пло щади всей морфоструктуры;

минимальные мощности или полное отсутствие рыхлых осадков в местах выходов фундамента (мыс Румяничный, Чайцын Камень, Четлас, Вымско-Вольская гряда, Оч- и Джежимпарма).

Выходы на поверхность пород рифейского фундамента при отсутствии на соседних площадях коррелятных им отложений также являются доказательством унаследованного но вейшего поднятия. Эти выходы хорошо выражены в рельефе и наблюдаются на высотах 470 330-303 м абс. Без интенсивных преобладающих поднятий в мезозое, палеогене, неогене и части антропогена (175-210 млн. лет) даже такие крепкие породы, как метаморфические сланцы рифея были бы полностью снивелированы денудацией.

С позднего антропогена Тиман представляет собой область интенсивного поднятия, что подчеркивается характером его рельефа, деформациями геоморфологических уровней, а также особенностями современной долинной сети и эрозионной деятельности.

Активные блоко-глыбовые подвижки в пределах Тимана в новейшее время сказались на расположении, форме и характере отдельных морфоструктур этой территории (рис. 106).

Новейшие поднятия Тимана имеют четкую горстообразную форму, кулисообразное расположение в плане и представляют собою участки древней пенепленизированной и де формированной поверхности, приподнятой на различную абсолютную высоту. Расположе ние новейших поднятий определяется простиранием глубинных разломов, активизированных в неоген-антропогеновое время. Наиболее четко выделяются в рельефе разрывные нарушения фундамента северо-западного и субмеридионального простираний. На Среднем Тимане прослеживаются субширотные дизъюнктивные нарушения, фиксируемые ортогональным простиранием гидросистем. Районирование Канинско-Тиманской гряды "вы читывается" по конфигурации изолиний. Видна как надпорядковая структура Тиманско Канинская гряда между Печорской и Мезенской синеклизами. Она традиционно делится на структуры I порядка – Канинский вал, Северо-Тиманский, Средне-Тиманский и Южно Тиманский мегавалы. В пределах этих мегавалов соподчиненно выделяются структуры IIго и наиболее крупные структуры IIIго порядка.

Тектоническое строение Рис. 105. Выкопировка из карты новейшей тектоники севера Русской платформы Составлена А. А. Ференц-Сороцким, Тектоническое строение Условные обозначения к рис. 105.

Новейшие тектонические структуры: региональные Б2 – Русска плита;

надпорядковые Б2 – Тиманская гряда;

I-го порядка: XI – Сафоновский (Предтиманский мегапрогиб), XXII – Канинский дизъюнктивный вал, XXVI – Северо-Тиманский мегавал, XXVIII – Южно Тиманский мегавал, XXX – Тобышский мегавал;

II порядка и наиболее крупные III порядка:

15 – Пашская впадина, 16 – Рочугский вал, 18 – Верхне-Пезовская котловина, 46 – Обдыр ское поднятие (горст), 47 – Вымский прогиб, 53 – Чайцынское поднятие, 55 – Четласское поднятие (горст), 56 – Вымско-Вольский вал, 57 – Оч-Парминское поднятие, 58 – Джеджим парминское поднятие, 59 – Омра-Сойвинсское поднятие (выступ), 60 – Немское поднятие, – Соликамская впадина, 70 – Верхне-Путинское поднятие, 82 – Кедвинский вал, 89 – Мыл винский прогиб, 90 – Березовский вал.

Амплитуды новейших движений: 1 – изолинии амплитуд позднеантропогеновых дви жений: а – более уверенные, б – менее уверенные;

2 – изолинии деформации донеогеновой поверхности;

3 – площади, испытавшие преимущественные поднятия или опускания с неоге нового времени;

4 – площади, испытавшие преимущественные поднятия или опускания с раннеантропогенового времени;

5 – площади, испытавшие преимущественные поднятия или опускания с среднеантропогенового времни;

6 – площади, испытавшие преимущественные поднятия или опускания с позднеантропогенового времени;

7 – тектонические нарушения по геолого-геоморфологическим данным, живущие в новейшее время;

8 – тектонические нару шения, определенные по геоморфологическим данным, выраженные в рельефе;

9 – границы надпорядковых структур.

В составе Северо-Тиманского мегавала – это Чайцынское поднятие и Косминский вал. Структурами, составляющими наиболее приподнятый Средне-Тиманский мегавал, яв ляются Четласский горст и Вымско-Вольский вал, разделенные Вымским прогибом. В по следующих публикациях А. А. Ференс-Сороцкий причленил к южному окончанию Четласского горста и Обдырское горстообразное поднятие.

Граница между Средне-Тиманским и Южно-Тиманским мегавалами никак не показа на и, вероятно, предполагается на широте южного окончания Вымско-Вольского вала. В пределах более пониженного Южно-Тиманского мегавала как острова располагаются Оч парминское, Омра-Сойвинское, Джежимпарминское и самое малоинтенсивное Немское поднятия.

Северо-Тиманский мегавал протягивается в северо-западном направлении от долины р. Цильмы на юге до мыса Румяничного на севере.

Локальные новейшие структуры в пределах мегавала имеют в целом то же простира ние и хорошо совпадают по площади с поднятиями в палеозойском чехле и фундаменте.

Выходы последнего на поверхность зарегистрированы на мысе Румяничном, в долине р. Черной и др. Палеозойские и рыхлые осадки постепенно выклиниваются. Мощности ан тропогеновых осадков по склонам мегавала не превышают 50 м. По границам ряда морфост руктур, наблюдаются дислокации в антропогеновой толще, зоны мелких дислокации и по склонам древних "обнаженных поднятий" в палеозойских образованиях.

Отдельные структуры имеют блоковую природу и разделены глубинными активизи рованными разломами. В рельефе последние хорошо трассируются по линейным структур но-абразионным уступам, спрямленным берегам озер и ортогональным системам pp. Индиги, Черной, Вырей и др., а также по зонам дислокации в антропогеновых осадках.

Почти все выходы базальтов, в ряде случаев линейные в плане, отпрепарированы эро зией. По-видимому, можно говорить об интенсивном поднятии палеозойских структур и блоков фундамента в новейший тектонический этап.

Это предположение основывается на отсутствии мезозойских, а в пределах выходов фундамента и палеозойских отложений в сводах структур. Об этом факте говорит полное от сутствие осадков палеогенового и неогенового возраста, а также минимальные мощности (до полного выклинивания) отложений антропогена и выраженность древних структур в совре менном рельефе.

Тектоническое строение Только в южной оконечности мегавала новейшим поднятиям в плане соответствуют погружения фундамента. Вероятно, здесь существует не полностью компенсированный но вейшим поднятием прогиб фундамента и, как следствие этого инверсия структур палеозой ского осадочного чехла и антропогеновой толщи.

Абсолютная амплитуда поднятий за новейший тектонический этап, определенная по деформированной доантропогеновой поверхности, в пределах мегавала различна: от 60-90 м до 300 м (Чайцын Камень). Относительная амплитуда отдельных морфоструктур достигает 100-200 м. Величина только позднеантропогенового абсолютного воздымания, подсчитанная по деформациям геоморфологических уровней, превышает 100 м при относительной ампли туде локальных структур в 40-70 м.

Отсюда делается вывод о большой дифференцированности новейших структурообра зующих движений на фоне общего поднятия Северного Тимана.

Почти все его новейшие поднятия, совпадающие с древними, четко отображаются по ложительными аномалиями силы тяжести.

Магнитное поле территории в основном отрицательное, кроме площади развития ба зальтов и андезитобазальтов. А. А. Ференс-Сороцкий (1973) объясняет это большой мощно стью "немагнитного" метаморфического рифейского комплекса. Однако всем новейшим разломам соответствуют линейные положительные магнитные аномалии, что доказывает глубинную природу этих нарушений.

Средне-Тиманский мегавал - наиболее приподнятая морфоструктура в системе Тима на. Он состоит из ряда косых, выраженных в рельефе вздыбленных горстов фундамента, в пределах которых на поверхность выходят метаморфические сланцы рифея (Четлас, Вымско Вольская возвышенность и др.) В пределах всей морфоструктуры почти полностью отсутствуют мезозойские образо вания, а в осевой части и палеозойские породы. По склонам мегавала расположены "обна женные" и выраженные в рельефе структуры в отложениях палеозоя, представленные сундучными плосковерхими складками с крутыми крыльями.

Почти полный размыв антропогеновых отложений в центре структуры и минималь ные мощности по ее склонам, классические геоморфологические признаки активного возды мания площади, глубинные нарушения, представленные линеаментами рельефа, – все это доказывает интенсивное новейшее унаследованное и дифференцированное поднятие Средне Тиманского мегавала. В пределах наиболее поднятых Четласской, Вымско-Вольской и дру гих морфоструктур амплитуда указанного поднятия достигает 300-400 м, а позднеантропоге новое абсолютное воздымание, определенное по деформациям геоморфологических уровней, превышает 120-140 м.

На крыльях мегавала из-за взбросов, надвиговых движений по глубинным активизи рованным разломам наблюдается некоторое несоответствие площадей поднятий по палео зойским отложениям и новейших морфоструктур. Последние (Эшмесская, Рудянская, Верховская, Новожиловская структуры) сдвинуты на восток на 30-35 % площади по отноше нию к первым.

Крупные морфоструктуры оконтурены активизированными глубинными разломами, более мелкие "насажены" на них. Вероятно, образование этих структур связано с движения ми по глубинным разломам блоков фундамента в новейший тектонический этап. Как и в це лом у мегавала, у новейших локальных структур отмечается асимметрия: восточные их части приподняты над западными.

Все новейшие структуры мегавала совпадают с четкими положительными аномалия ми силы тяжести. Гравитационный эффект, очевидно, вызван большой мощностью рифей ского фундамента, а аномалии отражают морфологию поверхности карбонатного палеозойского комплекса и фундамента. Главнейшим новейшим нарушениям, как правило, отвечают большие линейные градиенты поля силы тяжести и гравитационные ступени. Более мелкие активизированные разломы и тектоническая трещиноватость в плане совпадают с линейными магнитными положительными аномалиями.

Тектоническое строение Резюмируя, можно предполагать не только унаследованное развитие новейших струк тур мегавала, но и их глубинную природу. Большие амплитуды дифференцированных но вейших движений, приводящих к гидрогеологической раскрытости территории, можно полагать, привели к расформированию и переформированию нефтяных и газовых залежей, созданных ранее в осевых частях мегавала. Южно-Тиманский мегавал являет собой асим метричную морфоструктуру с приподнятым западным склоном. Восточные части структуры опущены, что регистрируется наличием мезозойских и антропогеновых отложений мощно стью до 40 м. В западной половине, в пределах блоково-приподнятых и хорошо орографиче ски выраженных Оч-парминской и Джежимпарминской структур на поверхность выходят породы рифейского фундамента. В общем, новейший Южно-Тиманский мегавал имеет пря мое выражение в палеозойском осадочном комплексе и по поверхности фундамента. Это гово рит о его древнем заложении и унаследованном развитии в мезо-кайнозое. Выделяемые в пределах мегавала Ухто-Ижемский и Ксенофонтовский валы хорошо выражены в рельефе.

Мощность антропогеновых осадков сильно сокращена, в сводовых частях поднятий они вообще отсутствуют, как и образования мезозоя. На площади Ксенофонтовской структуры под осадками среднего карбона реками вскрываются метаморфические сланцы. Особое место занимает Ижма Сойвинский (Омра-Сойвинский) приподнятый выступ фундамента и палеозойских пород. В ви де структурной ступени он глубоко вдается в Печорскую синеклизу и отделен от нее флексур ными перегибами в палеозойских отложениях. В рельефе это серия деформированных плосковершинных возвышенностей, ограниченных флексурами осадочной толщи, структурно образионными уступами, ортогональной гидросетью, линейными в плане зонами мелких дисло кации в антропогеновых осадках. Абсолютные амплитуды новейших поднятий выступа дости гают 150-220 м, позднеантропогеновое воздымание равно 60-90 м.


Новейшие структуры северной части мегавала прямо выражаются в гравитационных аномалиях, иногда наблюдается обратная связь. Южная половина мегавала имеет отрица тельное гравитационное поле с положительными аномалиями на площади наиболее интен сивных новейших поднятий (Джежимпарма, Очпарма и др.). Новейшие дизъюнктивы, как правило, совпадают с интенсивными градиентами поля силы тяжести. Южно-Тиманский ме гавал в целом выражен отрицательным магнитным полем за исключением Оч-Парминского поднятия, которому отвечает положительная аномалия. Канинский дизъюнктивный вал гене тически и по своей динамике в неоген-антропогеновое время тесно связан с Тиманом. Прав да, он почти не имеет выражения в батиметрии Чешской губы, хотя в горле последней, по данным исследований НИИГА, ВНИИМоргео (1971-72), обнаружены обильные глыбы де лювия и коллювия тиманских коренных пород. По-видимому, горло Чешской губы как зона опускания оформилась лишь в антропогеновый тектонический этап. Рассматриваемый вал прекрасно выражен в рельефе ступенчатой серией платообразных, положительно деформи рованных возвышенностей, в пределах которых на поверхность выходят породы рифейского фундамента. Абсолютные отметки донеогеновой поверхности достигают 260 м, а абсолют ная амплитуда новейших поднятий приближается к 200 м. Мощность отложений антропоге на различна – от 80 м на склонах до 0 в сводовой части. Здесь же полностью выклиниваются палеозойские образования и отсутствуют мезозойские осадки. Как на Тимане, по склонам вала наблюдается трансгрессивное, а в сводовой части регрессивное залегание рыхлого покрова.

Морфо-геоморфологические показатели регистрируют интенсивное позднеантропо геновое поднятие вала, а приведенные факты унаследованное его развитие в течение мезо зоя-кайнозоя. Абсолютная амплитуда позднеантропогенового воздымания структуры достигает 80-100 м. На крыльях вала распространены тектоно-гравитационные дислокации антропогенового покрова, а на северо-восточном побережье моря – положительные дефор мации древних и современных морских террас. Вал ограничен глубинными активизирован ными разломами, выделяемыми по линеаментам рельефа, батиметрическим показателям и гравимагнитным линейным аномалиям.

Тесная связь на Тимане новейших поднятий и гравитационных полей объясняется вы ходами близко к поверхности плотных метаморфических немагнитных пород рифея большой Тектоническое строение мощности, создающими высокий гравитационный эффект. Движения блоков фундамента по обновленным в новейшее (N-An) время глубинным разломам привело к образованию морфо структур, совпадающих по площади с положительными аномалиями силы тяжести. Глубин ная природа новейших тектонических нарушений, выраженных в рельефе и антропогеновом чехле, подтверждается совпадением их с гравитационными ступенями, зонами высоких гра диентов, а местами и полосовыми магнитными аномалиями.

В пределах Тиманской гряды наблюдается четкая выраженность локальных структур палеозойского осадочного чехла и целого ряда нефтяных месторождений в рельефе и осо бенностях строения рыхлого покрова. Совпадение некоторых новейших и глубинных струк тур по площади достигает 85-90%. Около 90% структур палеозойского комплекса и месторождений нефти и газа в пределах Тимана были активны в новейший тектонический этап и закончили свое формирование именно в это время.

Примерами крупных месторождений, претерпевших в неоген-антропогеновое время окончательное оформление, могут служить: Верхне-Омринское, Нижне-Омринское, Ярег ское, Войвожское и др. Менее активны в новейшее время были Северо-Седьиольское, Седь иольское, Кушкоджское, Нямедское и другие месторождения. Они тоже четко выражены геоморфологически (глубокий эрозионный врез, деформации речных террас, сокращение полного выклинивания рыхлых осадков, радиальный рисунок гидросети). Восходящие дви жения блоков фундамента по разломам помимо прочего способствовали вертикальной ми грации углеводородов, которые концентрировались в верхних частях геологического разреза.

На карте неотектонического районирования, произведенного И. Н. Рыжовым, показаны не которые отличия от предшествующих схем (рис. 106).

Крайнее северо-западное положение занимает резко выраженный Канинский вал, ог раниченный системой параллельных разрывных нарушений. К Северо-Тиманскому мегавалу причленен Тобышский свод, для которого отмечено относительное возрастание мощности четвертичных отложений при возвышенном положении их подошвы. Две эти структуры, со членяясь, образуют северное звено Тиманской гряды. От Среднетиманского мегавала его от деляет Цилемская седловина структура переходного характера. Она приподнята относительно смежных прогибов Мезенской и Печорской синеклиз, но является опущенной по отношению к новейшим структурам Тиманской гряды, расчленяя последнюю в диаго нальном запад-северо-западном направлении. Среднетиманский мегавал вместе с примы кающим к нему Южно-Тиманским образуют центральное звено Тиманской гряды. Граница между мегавалами проведена довольно условно. Она представляет собой не линию, а скорее зону, осью которой служит разлом в верхнем течении р. Выми. Различие структур по обе стороны разлома проявляется в смене простирания и разной интенсивности новейших движений, большей для Среднетиманского мегавала. К югу от указанных поднятий в составе Тиманской гряды вы деляется Мылвинская седловина. Эта переходная структура, как и Цилемская, является отрица тельной по отношению к поднятию Тимана, но приподнята относительно Верхнепечорского и Вычегодского прогибов. Самое южное звено Тимана – поднятие Полюдов кряж. Для него ха рактерны сочетание северо-западных и субширотных простираний периферии, а также мери диональное направление для внутренней структуры. В целом это особая промежуточная структура в зоне сочленения новейших поднятий Тиманской гряды и Уральского кряжа, чем и объясняется сложное строение и сочленение структурных направлений Полюдова кряжа.

Отличительной особенностью всех Тиманских структур является почти полное отсутст вие осложняющих их депрессий и котловин. Каждый мегавал - это вытянутая положительная форма, сводовая часть которой выделяется в виде самостоятельного вала более мелкого порядка.

Отмечается почти полное соответствие планового положения крупных новейших структур и таких же поднятий по поверхности фундамента, что свидетельствует об унасле дованности новейшей тектоники Тимана. Тобышский и Омра-Сойвинский своды также сов падают в плане с одноименными ступенями поверхности фундамента, выделенными в пределах Печорской синеклизы. В неотектоническом отношении эти своды больше тяготеют к Тиманским структурам.

Тектоническое строение Рис. 106. Выкопировка из карты неотектонического районирования Европейского Севера СССР (поверхность оплиоценовых отложений) Составил И. Н. Рыжов, Условные обозначения:

1-3 – границы структур: 1- надпорядковых (крупнейших), 2 – первого порядка (крупных), 3 – второго порядка (средних). Структуры второго порядка: 40 – Канинский вал, 41 – Барминская ступень, 42 – Индигская депрессия, 43 – Чайцынский вал, 44 – Тобышский вал,45 – Цилемская седловина, 446 – Косьминское поднятие, 51 – Омра-Сойвинское подня тие,52 – Джежимпарминский вал, 53 – Лопьюское поднятие, 54 – Немская котловина.

Минерально-сырьевые ресурсы ГЛАВА 4. МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВЫЕ РЕСУРСЫ И МИНЕРАГЕНИЯ.

СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ 4.1. Нефтегазоносность Тиманская гряда – это район, положивший начало современной Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Именно на Тимане в 1930-1933 годы были открыты первые де вонские залежи нефти и газа, послужившие основанием для развертывания широкомасштаб ных поисков месторождений нефти и газа между Уралом и Тиманом и в акватории Печорского моря. Можно также отметить, что впервые в стране открытие на Тимане высокой перспективности на нефть и газ девонских отложений послужило одним из главных доводов для развертывания нефтегазопоисковых работ на глубокие горизонты осадочного чехла в пределах Волго-Уральской области (т. н. район 2го Баку).

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена в пределах Республики Коми и Ненецкого автономного округа. По состоянию на 1. 01. 98 г. площадь нефтегазоперспектив ных земель составила порядка 500 тыс. км2, в т. ч. по Республике Коми – 200 тыс. км2, по Ненецкому автономному округу – 150 тыс. км2, по шельфу Печорского моря по изобате – 200 м – 150 тыс. км2. За падная и юго-западная границы Тимано-Печорской провинции проходят по западному и юго западному склонам Южного и Среднего Тимана и восточному склону Северного Тимана и Канина.

На юге провинция ограничена Полюдовским поднятием Предуралья;

на востоке и северо-востоке Уральским и Новоземельско-Пайхойским горно-складчатыми сооружениями. Северной границей провинции в акватории Печорского и Баренцева морей служит Южно-Баренцевская депрессия Барен цевоморской плиты.

В провинции пробурено свыше 3000 глубоких скважин на нефть и газ метражом свыше 7000 тыс. м, в том числе в Республике Коми свыше 2600 скв. общим метражом около 5150 тыс. м.

На шельфе Печорского моря пробурены единичные скважины метражом около 12 тыс. м.

В соответствии с тектоническим строением фундамента и осадочного чехла и диапа зоном нефтегазоносности в провинции выделены 12 нефтегазоносных областей: Восточно Тиманская, Варандей-Адзьвинская, Коротаихинская, Косью-Роговская, Большесынинская, Верхнепечорская, Ижемская, Хорейверская, Малоземельско-Колгуевская, Нерицкая, Омро Лузская, Печоро-Колвинская (районирование КНЦ УрО РАН, 1994 г.). Все области, кроме Восточно-Тиманской, подразделяются на нефтегазоперспективные районы.

В разрезе платформенного чехла провинции выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: ордовикско-силурийско-нижнедевонский терригенно-карбонатный, среднеде вонско-нижнефранский терригенный, среднефранско (доманиково) -турнейский, нижнесред невизейский карбонатно-терригенный, верхневизейско-нижнепермский карбонатно галогенный, верхнедевонско-триасовый терригенный, мезозойский терригенный.


В Восточно-Тиманской нефтегазоносной области, расположенной в пределах Южного и Среднего Тимана и их восточного погружения в Ижма-Печорскую впадину, продуктивен среднедевонско-нижнефранский нефтегазоносный комплекс, представленный ритмичным чередованием песчано-алевролитовых и глинисто-аргиллитовых прослоев. Кроме этого ком плекса в Восточно-Тиманской области установлена промышленная газоносность и нефте проявления в метаморфическом рифей-вендском фундаменте, перекрытом сравнительно маломощными образованиями осадочного чехла.

Восточно-Тиманская нефтегазоносная область не имеет подразделений на районы и насчитывает 15 нефтяных, газовых и нефтегазовых месторождений. Описание области дает ся на основе «Карты перспектив нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции» Инсти тута геологии КНЦ УрО РАН (1994 г.) и материалов В. П. Потолицына*.

* Рисунки в тексте главы и основные данные по месторождениям частично взяты из работы А. Я Кремса.

Б. Я. Вассермана, Н. Д. Матвиевской «Условия формирования и закономерности размещения залежей неф ти и газа», М., «Недра», 1974 г.

Минерально-сырьевые ресурсы В пределах области можно выделить два тектонически обособленных района с из вестными нефтяными и газовыми месторождениями: это Ухтинская складка – крупная бра хиантиклиналь, осложняющая Ухто-Ижемский мегавал в его центральной части и Верхне Ижемская ступень, осложняющая восточное крыло упомянутого мегавала.

К Ухтинской брахиантиклинали приурочены следующие шесть месторождений.

Газовое месторождение «Водный промысел» открыто в 1931 г. при бурении на ра диоактивную воду в центральной части Ухтинской складки, где расположен сравнительно небольшой выступ метаморфического рифейского фундамента. Продуктивный горизонт свя зан с песчаниками и сланцами метаморфического комплекса, залегающими на глубине по рядка 50 м ниже кровли фундамента. Коллектор трещинный, тип залежи – массивный, режим водонапорный. Начальное пластовое давление составляло 4,3 ат. Содержание метана в газе 73,7 – 95,5%, тяжелых углеводородов - 0,3-2,13%. Тип воды – хлоркальциевый с минерали зацией 44,3-51,4 г/л. В декабре 1941 г. с целью удовлетворения хозяйственных нужд был разработан план использования газа, выделяющегося из водных скважин. Тогда же присту пили к эксплуатации газовой залежи двумя скважинами, давшими наибольший дебит (скв. №51 и №241). За период 1942-1944 гг. специально на газ было пробурено 1874 скважи ны. В 1942 г. на Водном промысле утилизировали в месяц от 300 до 700 тыс. м3 газа и за два военных года было добыто и использовано порядка 10,5 млн. м3. Самый большой дебит дос тигал 12 тыс. м3 (скв. №241). Годом списания месторождения можно считать 1945 год, когда все специальные работы на газ были прекращены. Запасы газа по месторождению не подсчи тывались и соответственно не утверждались и в балансах не учитывались.

Нижне-Чутинское нефтяное месторождение. В 1912 году скважина №3 Госдепар тамента (т.н. «казенная») вскрыла нижнефранские отложения верхнего девона, из которых был получен выброс газа с водой и нефтью. Дебит скважины достигал 0,5 т/сутки. В 1930 1933 гг. были пробурены еще две скважины, давшие незначительные притоки, по которым месторождение было отнесено к непромышленным. Тем не менее с началом Отечественной войны организуется Чутинский нефтепромысел и достаточно быстро количество скважин достигает 117. Дебиты скважин находятся в пределах 2,5-0,2 т/сутки, но и эти небольшие притоки в условиях военного времени и начала освоения территории ГУЛАГом считаются рентабельными. Всего на промысле было добыто несколько сотен тонн нефти и в 1944 году он был ликвидирован, месторождение списано. Запасы месторождения в ГКЗ не утвержда лись и в балансах не учитывались.

Чибьюское нефтяное месторождение расположено на северо-восточном крыле Ух тинской складки отчасти в пределах современного города Ухты. Открыто месторождение октября 1931 г., когда из скв. №5 получен промышленный приток легкой нефти дебитом до 4 т/сутки. Залежь нефти располагалась на глубине порядка 400 м в отложениях II пласта па шийского горизонта верхнего девона мощностью от 7 до 13 м, состоящего из нескольких прослоев песчаников. В основании пласта залегает прослой галечников мощностью 1-6 м.

Нефть средней плотности (0,865-0,9 г/см3) с высоким содержанием смоляных веществ (39,6%), парафина (3,6% ) и серы ( 0,9%). Всего на месторождении пробурено 639 разведоч ных и эксплуатационных скважин, из которых 557 были продуктивными. Общий метраж скважин составил 23 тыс. м. В течение 1931-1957 гг. было добыто более полумиллиона тонн нефти, месторождение выработано и списано с баланса. Чибьюское месторождение – первое промышленное месторождение Республики Коми. Здесь впервые в СССР промышленная нефть обнаружена в девонских отложениях осадочного чехла. Скважину первооткрыва тельницу бурила бригада заключенных ГУЛАГа под руководством вольнонаемного бурового мастера И. И. Косолапкина (его именем названа одна из улиц г. Ухты). Геологическое руко водство осуществлял известный геолог-нефтяник Н. Н. Тихонович, являвшийся на тот пери од также заключенным ГУЛАГа.

Ярегское нефтяное месторождение (рис. 108) открыто 19 июня 1932 г. скважиной №57 малого диаметра, вскрывшей нефтенасыщенный песчаник III пласта живетского яруса среднего девона.

Минерально-сырьевые ресурсы Вскоре эта скважина была продублирована скважиной 362 большого диаметра (но ябрь 1932 г.), которая и считается первооткрывательницей месторождения. В основании раз реза месторождения залегают метаморфизованные серицито-хлорито кварцевые сланцы рифейского фундамента. Вскрытая мощность фундамента на Яреге составляет 641,5 м. На эродированной поверхности метаморфических сланцев несогласно и трансгрессивно лежат базальные отложения среднего девона. В нижней части они представлены III пластом песча ников мощностью около 30 м, а в кровле надпластовой глинисто-аргиллитовой пачкой, со держащей прослойки тонкозернистых битуминозных песчаников и алевролитов. Мощность надпластовой пачки – 6-12 м. Выше залегает туффито-диабазовая толща мощностью до 40 м.

На туффито-диабазах несогласно залегают пашийские слои нижнефранского подъяруса верхнего девона, представленные глинами и аргиллитами с редкими маломощными линзами и прослоями песчаников. В кровле этих слоев залегает т. н. II песчаный пласт джьерского го ризонта. Выше находятся тиманско-саргаевские отложения мощностью около 100 м, в сред ней части которых располагается песчано-глинистый коллектор – пласт А мощностью до 10 м. В пределах Яреги он в целом обводнен и лишь в отдельных местах в трещинах пласта содержится нефть плотностью 0,883 г/см3 (рис. 109). В самой верхней части разреза выделя ется песчаный пласт I эродированной в сводовой части складки. На крыльях он содержит не большую по запасам залежь легкой нефти плотностью 0,887 г/см3. Глубина залегания I пласта 35-50 м. В тектоническом отношении месторождение приурочено к асимметричной брахиантиклинальной складке северо-западного простирания. Северо-восточное крыло складки шире и положе (1-2), юго-западное – круче (3) и уже. Структура осложняет более крупную брахиантиклиналь и в свою очередь осложняется тремя куполовидными складками.

К настоящему времени нефтяными шахтами разрабатывается северный купол, который на рушен разрывами и трещинами, обуславливающими сложное, мозаичное блоковое и крупно блоковое строение. Некоторые трещины зияющие, другие выполнены глиной, песком или минеральными жилами с амплитудой смещения от 1 мм до 20 м и более. Более крупные раз рывы близки к вертикальным, они секут весь разрез, и амплитуда их возрастает с глубиной, по кровле сланцев амплитуда нарушений в 2-3 раза больше, чем по кровле III пласта. Самые круп ные видимые в шахтах нарушения сопровождаются зонами дробления и микротрещиноватости.

Основным промышленным объектом является III пласт среднего девона, представ ленный кварцевыми песчаниками, аргиллитами, алевролитами и конгломератами. Имеют ме сто и внутрипластовые аргиллиты и алевролиты, залегающие в виде линз. Средняя пористость коллектора 14-15%, проницаемость, как правило, свыше 1000 мД. Пласт содер жит огромную залежь тяжелой нефти, резко отличающейся от большинства других извест ных нефтей Тимана и всей провинции. Ярегская нефть является нафтеново-ароматической, тяжелой, сернистой, беспарафинистой. Уд. вес 0,941 г/см3, вязкость – 5200 сПз, содержа ние акцизных смол 67,0%, парафина 0,4%, асфальтенов 2,36%, серы 1,11%. Газовая шапка над залежью III пласта отсутствует, но обильные газопроявления при проходке и опробова нии песчаников III пласта наблюдались в многочисленных скважинах. В некоторых случаях наблюдались дебиты газа до 60-100 тыс. м3/сутки;

при этом отмечено, что количество и ве личина газовых скоплений в III пласте увеличивается с глубиной. Последнее обстоятельство, по мнению некоторых геологов, связано с поступлением газа снизу из толщи метаморфиче ских сланцев. Характеризуемые ниже 11 нефтяных и газовых месторождений располагаются в пределах Верхне-Ижемской ступени Ухта-Ижемского мегавала.

Верхнечутинское газовое месторождение находится в верхнем течении р. Чуть, где в 1931 г. скв. №25 при прохождении I пласта саргаевского горизонта девона получила призна ки битуминозности. Позднее, в 1933 г. из II пласта джьерского горизонта верхнего девона был получен открытый фонтан газа дебитом более 70 тыс. м3/сутки. Фонтан был закрыт лишь через две недели и давление за время фонтанирования оставалось почти постоянным.

Состав газа: метан и более тяжелые углеводороды 91,2%, азота и инертных – 5,13%, СО2 – 3,67%. Газ содержал кондиционное содержание гелия. Восемь скважин, пробуренных на площади позднее, не дали положительного результата, и разведка была прекращена.

Геофизическая характеристика земной коры Рис. 108. Структурная карта по кровле среднего девона (а) и геологический профиль (б) Ярегского месторождения нефти Условные обозначения:

1 – песчаники, 2 – глины, аргиллиты 3 – известняки, 4 – диабазы, 5 – туффиты, 6 – метаморфические сланцы, 7 – конгломераты, 8 – разрывные нарушения, 9 – нефть, 10 – зона отсутствия среднедевонских отложений, 11 – поверхность несогласия, 12 – окремненные известняки, 13 – песчано-глинистые отложения Рис. 109. Сводный стратиграфический разрез Ярегского нефтяного месторождения Минерально-сырьевые ресурсы Нямедское газовое месторождение (рис. 110), открытое в 1947 г. скважиной №2, рас положено к юго-востоку от г. Ухты и приурочено к одноименной небольшой брахискладке северо-западного (тиманского) простирания. Углы падения крыльев складки составляют 30' 40'. Вдоль северо-восточного крыла проходит крупный Войвожский сброс, прослеживаю щийся с северо-запада на юго-восток по тиманскому простиранию. Северо-восточное крыло структуры погружено относительно свода на 250-280 м. При опробовании II пласта живет ского яруса среднего девона был получен газовый фонтан со свободным дебитом 430 тыс. м3/сутки. Общая мощность пласта составила 10-112 м, эффективная 6-8 м;

глубина залегания продуктивного горизонта порядка 700 м. Небольшие по запасам залежи газа вы явлены в Iб и в III пластах на одном из опущенных блоков восточного крыла структуры вбли зи упомянутого регионального сброса. За период эксплуатации месторождения (1948 1974 гг.) было получено свыше 95 млн. м3 свободного газа, и с 1974 г. месторождение нахо дится в консервации с небольшими запасами. Особенностью Нямедского месторождения яв ляется приуроченность к нему асфальтитов в виде вкрапленных и импрегнированных руд на контакте верхнедевонских и верхневизейских известняков и доломитов. Площадь распро странения асфальтитов превышает 40 км2. По мнению многих исследователей, образование асфальтитовых руд связано с вертикальной миграцией нефти по системам нарушений и тре щин из ранее существовавшей здесь нефтяной залежи в поддоманиковых отложениях дево на. Асфальтит в период 1934-1968 гг. ручным способом добывался для промышленных нужд Ухтинского района. Асфальтитовое месторождение впервые было описано А. А. Черновым еще в 1904 г. в бытность его студентом геофака МГУ и названо Леккемским.

Кушкоджское газовое месторождение (рис. 110) приурочено к куполовидной анти клинальной малоамплитудной складке, осложненной сбросом тиманского простирания. От крыто месторождение в 1949 г. Небольшие запасы газа содержатся в песчаниках IIа пласта живетского яруса среднего девона и Iб пласта джьерского горизонта верхнего девона. Песча ники II пласта характеризуются литологической изменчивостью и участками размыты. Места ми они обладают высокими коллекторскими свойствами и характеризуются эффективной мощностью до 7 м (пористость до 15% и проницаемость до 2000 мД). Залежь газа во II пласте приурочена к северо-восточной части структуры и окаймлена небольшой нефтяной оторочкой тяжелой нефти, сходной по составу с нефтью Ярегского месторождения. Суточные дебиты скважины достигали 1 млн.м3. Начальное пластовое давление 65-67 кгс/см2. Водонефтяной контакт по отметке 555 м. Литологически ограниченная залежь газа в песчаниках Iб пласта приурочена к присводовой части структуры. Мощность песчаников от 0 до 12 м, пористость до 15%. Газ в основном метановый с большим содержанием азота и инертных газов.

На месторождении пробурено 10 разведочных скважин общим метражом около 8000 м. Из-за небольших запасов месторождение находится в консервации.

Северо-Седьиольское газовое месторождение открыто в 1951 г. Газовые залежи при урочены к живетскому ярусу среднего отдела и пашийскому горизонту верхнего отдела де вона. Глубина залегания продуктивных горизонтов порядка 700 м. На месторождении пробурено 7 разведочных скважин общим метражом 5550 м. Месторождение в 1951-1974 гг.

находилось в разработке, и за этот период добыто 81 млн. м3 свободного газа. В настоящее время с небольшими запасами месторождение находится в консервации.

Роздинское газовое месторождение открыто в 1949 г. скважиной №9 на Изкосьго ринской площади. Основная залежь газа приурочена к песчано-глинистым отложениям III пласта эйфельского яруса среднего девона.

Месторождение имеет небольшую нефтяную оторочку. Тип залежи пластовый сводо вый, режим водонапорный. Глубина залегания продуктивного горизонта порядка 620 700 м. В пределах месторождения пробурено 8 разведочных скважин общим метражом 5665 м. Продуктивными оказались 2 скважины.

За период эксплуатации (1959-1968 гг.) получено 6 млн. м3 газа, и в 1968 г. месторож дение списано как обводнившееся.

Минерально-сырьевые ресурсы Рис. 110. Структурные карты месторождений газа Нямедь и Кушкодж Условные обозначения:

1 – изогипсы кровли пашийского горизонта, 2 – тектонические нарушения, 3 – контур газоносности, 4 – контур распространения битуминозности Минерально-сырьевые ресурсы Западно-Изкосьгоринское газовое месторождение (рис. 111) открыто в 1956 г. Замк нутая ловушка месторождения сформировалась вследствие подъема III пласта (койвенский горизонт среднего девона) с востока на запад по крылу Ухто-Ижемского вала и сложной из вилистой границе выклинивания этого пласта.

Основным продуктивным горизонтом является III пласт, представленный кварцевыми песчаниками с прослоями базальных гравелитов и конгломератов. Местами в основании продуктивного пласта залегают светло-серые аргиллиты с включениями плоских галек, вы полняющих неровности сланцевого рельефа и представляющих собой кору выветривания метаморфических сланцев. Пористость песчаников III пласта колеблется от 12 до 30% при средних значениях порядка 20%, средняя проницаемость составляет 935 мД (максимальная 3373 мД). Песчаники плохо сортированы и местами содержат до 19% глинистых примесей.

Мощность III пласта колеблется от 0 на западе до 10-14 м на востоке, глубина залегания – от 630 до 650 м. Верхняя часть песчаников III пласта содержит структурно-стратиграфическую залежь газа, в основном метанового состава, и окаймленную оторочкой из тяжелой нефти.

Водонефтяной контакт проходит по отметке – 420 м. Начальное пластовое давление в залежи достигало 56 кгс/см2. Залежь газа прослежена на расстояние 17 км, ширина ее – 0,5-3,0 км, высота – до 40 м. Хорошие коллекторские свойства продуктивного пласта обеспечивали на отдельных участках высокие дебиты скважин. За время эксплуатации месторождения с 1963 г. по состоянию на 1. 1. 1988 г. добыто 1,4 млрд. м3 свободного газа. Месторождение находится в разработке.

Седьиольское газовое месторождение (рис. 112) приурочено к асимметричной брахи антиклинальной складке северо-западного простирания. Северо-восточное крыло складки нарушено региональным сбросом амплитудой до 250 м. Размеры структуры в контуре газо носности III пласта составляют 15х9,5 км. Среднедевонские отложения с резким угловым не согласием залегают на породах нибельской и седиольской свит раннепалеозойского возраста на востоке складки и метаморфических породах фундамента в сводовой части и западном крыле. Складка выявлена бурением в 1930 г. Первый газовый фонтан был получен в 1935 г., из скв. №1/39 с глубины около 700 м. Дебит его составил 1 млн. м3/сутки. Промышленно га зоносными являются песчаники и алевролиты среднего девона и нижнефранского подъяруса, среди которых снизу вверх выделяются следующие пять продуктивных пластов: III и II пла сты эйфельского яруса, IIа – живетского яруса, Iа и Iб пласты пашийского горизонта. Базаль ные отложения III пласта явились основным продуктивным горизонтом и представлены крупнозернистыми песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и аргиллитами. Сред няя пористость коллектора III пласта составила 22%, проницаемость – от 150 мД до 1500 мД и более. Эффективная мощность его – порядка 4-12 м.

Залежь в песчаниках III пласта пластовая сводовая и расположена на своде и юго восточной периклинали структуры на глубине 650-740 м. Над III пластом отделенные не большой мощности слоями глин и глинистых алевролитов залегают рыхлые кварцевые пес чаники IIа и IIб пластов и более плотные алевритистые песчаники Iа и Iб пластов. Все пласты и линзы песчаников содержат залежи газа. В процессе эксплуатации дебиты скважин состав ляли 80-436 тыс. м3/сутки.

Суммарная средняя мощность газоносных пластов в поддоманиковых девонских от ложениях составляет 19 м, однако в разрезе не наблюдается одновременного появления всех пластов. Глинисто-алевритовые прослои, залегающие между пластами-коллекторами, по видимому, не являлись надежными непроницаемыми разделами, в результате чего газовые залежи сообщались между собой и явились, по существу, единым объектом эксплуатации.

Разработка месторождения продолжалась в период 1939-1974 гг., и было добыто свыше 3 млрд. м3 газа. На месторождении пробурено 28 разведочных и 45 эксплуатационных сква жин общим метражом 54 тыс. м. Месторождение выработано и списано с баланса.

Войвожское газонефтяное месторождение (рис. 113). Газовая залежь в Iб пласте верхнего девона была открыта скважиной №30 в 1943 г. Нефтяной фонтан из песчано галечникового Iг пласта был получен спустя три года из скв. №8.

Минерально-сырьевые ресурсы Рис. 111. Структурная карта (а) и геологический профиль (б) Западно-Изкосьгоринского месторождения газа Условные обозначения:

1 – нефть, 2 – газ, 3 – вода, 4 – линия выклинивания III пласта, 5 – контур газоносности, 6 – изогипсы подошвы III пласта, 7 – поверхность несогласия Минерально-сырьевые ресурсы Рис. 112. Структурная карта (а) и геологический профиль (б) Седьельского месторождения газа Условные обозначения:

1 – контур газоносности, 2 – изогипсы пашийских отложений, 3 0 газ, 4 – нефть, 5 – вода, 6 – известняки, 7 – глины Минерально-сырьевые ресурсы Рис. 113. Структурные карты (а, б) и геологический профиль (в) Условные обозначения:



Pages:     | 1 |   ...   | 23 | 24 || 26 | 27 |   ...   | 30 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.