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 |   ...   | 10 | 11 || 13 | 14 |   ...   | 17 |

«Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ухтинский государственный технический университет ...»

-- [ Страница 12 ] --

5. Зоны непроницаемой средней мантии характеризуются повышенными значениями плотности пород средней мантии и проницаемой верхней и нижней мантий. Такие зоны наблюдаются внутри зон "абсолютно" непроницаемой мантии и имеют ограниченное рас пространение 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 Тектоническое строение 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. В целом для консолидированной части коры характерно наличие нескольких участков на территории Печорской плиты, обладающих повышенными значениями температур на поверхности гра нито-гнейсового, гранулито-метабазитового комплексов и поверхности Мохо. Стабильно го рячие участки консолидированной коры располагаются в современном структурном плане ТПП в пределах Коротаихинской, Косью-Роговской, Ижемской впадин, а также Западной структурно-формационной зоны Урала в районе верховьев р. Печора. Стабильно холодные участки консолидированной коры приурочены в современном структурном плане к Воркут скому поперечному поднятию Предуральского краевого прогиба, Варандей-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 Тектоническое строение 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 нами 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 (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 до ставку 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 сине клизы, в непосредственной близости от Южного Тимана.

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 Тектоническое строение Рис. 101. Схематическая карта «проницаемости» мантии.

Составила Н.В. Конанова.

Условные обозначения:

1 – зоны «абсолютно» проницаемой мантии, 2 – зоны проницаемых средней и нижней мантий (слои С, Д), 3 – зоны проницаемых верхней и средней мантий (В, С), 4 – зоны проницаемой 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.

Тектоническое строение 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 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 «неотектоника» 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 верхо вьях Ижмы, то есть, палеозойская складчатость северо-северо-западного и меридионального простирания проявляется в современном рельефе. Мезозойские отложения, перекрытые чет вертичными, также сильно размыты, как и палеозойские. Но коренной мезозойский рельеф сильно повлиял на процесс отложения четвертичных наносов и его высшие точки, являющи еся гребнями антиклинальных складок, отразились, хотя и слабо, через покров наносов на современном рельефе.

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. Свет лой. 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. Гни лой 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 пре делах пересекаемой возвышенности фрагменты 1, 2 и 3" террас имеют ту же высоту - 3, 7, м. Четвертая терраса отсутствует и между 3й террасой и плато, имеющим высоту 80 м, суще ствует скачок. Платообразность возвышенности дает право утверждать, что она по возрасту соответствует 4й террасе и значит, вся эта область была поднята на высоту около 60 м в пе риод между образованием 3й и 4й террас, то есть, участок у устья р. Светлой испытал подня тие в послеледниковое время на 60 м. Такое же поднятие испытал, по-видимому, район Еранского Мега, где также наблюдается молодость Печорской Пижмы, выражающаяся в ка Тектоническое строение ньонообразности долины. Здесь 4я терраса также имеет высоту около 80 м над урезом реки.

Такое же молодое поднятие испытал район рр. 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, обуслов ленной, 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 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 Тектоническое строение 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 во сточного 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 комплекса отложений.

На склоне Тимана исследовались р.р. Кедва, Сюзью, Ручица с притоками Средней, Горевой, 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, Ке двинская, 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 неотектонические структуры. Флексуры являются унаследованными или зависимыми от бо Тектоническое строение лее древних флексур, переходящих на глубине в разломы.

Прямая зависимость четвертичных флексур от более древних четко видна при сопо ставлении 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. Бер лянт (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 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 площа ди всей морфоструктуры;

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

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.

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. В составе Северо-Тиманского мегавала – это Чай цынское поднятие и Косминский вал. Структурами, составляющими наиболее приподнятый Средне-Тиманский мегавал, являются Четласский горст и Вымско-Вольский вал, разделен ные Вымским прогибом. В последующих публикациях А.А.Ференс-Сороцкий причленил к южному окончанию Четласского горста и Обдырское горстообразное поднятие.

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.

Тектоническое строение 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 мор фоструктур, 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 p.p.

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 сво дах структур. Об этом факте говорит полное отсутствие осадков палеогенового и неогеново го возраста, а также минимальные мощности (до полного выклинивания) отложений антропогена и выраженность древних структур в современном рельефе.

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 Тектоническое строение 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 ри фейского 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.

Резюмируя, можно предполагать не только унаследованное развитие новейших струк тур мегавала, но и их глубинную природу.

Большие амплитуды дифференцированных новейших движений, приводящих к гид рогеологической раскрытости территории, можно полагать, привели к расформированию и переформированию нефтяных и газовых залежей, созданных ранее в осевых частях мегавала.

Южно-Тиманский мегавал являет собой асимметричную морфоструктуру с припод нятым западным склоном. Восточные части структуры опущены, что регистрируется нали чием мезозойских и антропогеновых отложений мощностью до 40 м. В западной половине, в пределах блоково-приподнятых и хорошо орографически выраженных Оч-парминской и Джежимпарминской структур на поверхность выходят породы рифейского фундамента.

В общем, новейший Южно-Тиманский мегавал имеет прямое выражение в палеозой ском осадочном комплексе и по поверхности фундамента. Это говорит о его древнем зало жении 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 ча стях поднятий они вообще отсутствуют, как и образования мезозоя. На площади Ксенофонтов ской структуры под осадками среднего карбона реками вскрываются метаморфические сланцы.

Особое место занимает Ижма-Сойвинский (Омра-Сойвинский) приподнятый выступ фундамента и палеозойских пород. В виде структурной ступени он глубоко вдается в Печор скую синеклизу и отделен от нее флексурными перегибами в палеозойских отложениях. В рельефе это серия деформированных плосковершинных возвышенностей, ограниченных флексурами осадочной толщи, структурно-образионными уступами, ортогональной гидросе тью, линейными в плане зонами мелких дислокации в антропогеновых осадках. Абсолютные амплитуды новейших поднятий выступа достигают 150-220 м, позднеантропогеновое возды мание 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 Тектоническое строение сивных новейших поднятий (Джежимпарма, Очпарма и др.). Новейшие дизъюнктивы, как правило, совпадают с интенсивными градиентами поля силы тяжести.

Южно-Тиманский мегавал в целом выражен отрицательным магнитным полем за ис ключением Оч-Парминского поднятия, которому отвечает положительная аномалия.

Канинский дизъюнктивный вал генетически и по своей динамике в неоген антропогеновое время тесно связан с Тиманом. Правда, он почти не имеет выражения в ба тиметрии Чешской губы, хотя в горле последней, по данным исследований НИИГА, ВНИИ Моргео (1971-72), обнаружены обильные глыбы делювия и коллювия тиманских коренных пород. По-видимому, горло Чешской губы как зона опускания оформилась лишь в антропо геновый тектонический этап. Рассматриваемый вал прекрасно выражен в рельефе ступенча той серией платообразных, положительно деформированных возвышенностей, в пределах которых на поверхность выходят породы рифейского фундамента.

Абсолютные отметки донеогеновой поверхности достигают 260 м, а абсолютная ам плитуда новейших поднятий приближается к 200 м. Мощность отложений антропогена раз лична - 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 антропогено вого покрова, а на северо-восточном побережье моря - положительные деформации древних и современных морских террас.

Вал ограничен глубинными активизированными разломами, выделяемыми по линеа ментам 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 мощности, создающими высокий гравитационный эффект. Движения блоков фундамента по обновленным в новейшее (N-An) время глубинным разломам привело к образованию мор фоструктур, совпадающих по площади с положительными аномалиями силы тяжести. Глу бинная природа новейших тектонических нарушений, выраженных в рельефе и антропогеновом чехле, подтверждается совпадением их с гравитационными ступенями, зо нами высоких градиентов, 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, деформа ции речных террас, сокращение полного выклинивания рыхлых осадков, радиальный рису нок гидросети).

Восходящие движения блоков фундамента по разломам помимо прочего способство вали вертикальной миграции углеводородов, которые концентрировались в верхних частях геологического разреза.

На карте неотектонического районирования, произведенного И.Н. Рыжовым, показа ны некоторые отличия от предшествующих схем (рис. 106).

Тектоническое строение Рис. 107. Палеодолины четвертичного возраста Мингалеева И.Х., 2001 г.

Тектоническое строение Крайнее северо-западное положение занимает резко выраженный Канинский вал, ограниченный системой параллельных разрывных нарушений. К Северо-Тиманскому мега валу причленен Тобышский свод, для которого отмечено относительное возрастание мощно сти четвертичных отложений при возвышенном положении их подошвы. Две эти структуры, сочленяясь, образуют северное звено Тиманской гряды. От Среднетиманского мегавала его отделяет Цилемская седловина структура переходного характера. Она приподнята относи тельно смежных прогибов Мезенской и Печорской синеклиз, но является опущенной по от ношению к новейшим структурам Тиманской гряды, расчленяя последнюю в диагональном запад-северо-западном направлении.

Среднетиманский мегавал вместе с примыкающим к нему Южно-Тиманским образу ют центральное звено Тиманской гряды. Граница между мегавалами проведена довольно условно. Она представляет собой не линию, а скорее зону, осью которой служит разлом в верх нем течении р. Выми. Различие структур по обе стороны разлома проявляется в смене простира ния и разной интенсивности новейших движений, большей для Среднетиманского мегавала.

К югу от указанных поднятий в составе Тиманской гряды выделяется Мылвинская седловина. Эта переходная структура, как и Цилемская, является отрицательной по отношению к поднятию Тимана, но приподнята относительно Верхнепечорского и Вычегодского прогибов.

Самое южное звено Тимана - поднятие Полюдов кряж. Для него характерны сочета ние северо-западных и субширотных простираний периферии, а также меридиональное 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 отсут ствие осложняющих их депрессий и котловин. Каждый мегавал - это вытянутая положитель ная 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 унаследованности новейшей тектоники Тимана. Тобышский и Омра-Сойвинский своды также совпадают в плане с одноименными ступенями поверхности фундамента, выделенными в пределах Пе чорской синеклизы. В неотектоническом отношении эти своды больше тяготеют к Тиман ским структурам.

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 1930-33 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 нефтегазопер спективных 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. Западная и юго-западная границы Тимано-Печорской провинции про ходят 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 Ба ренцева морей служит Южно-Баренцевская депрессия Баренцевоморской плиты.

В провинции пробурено свыше 3000 глубоких скважин на нефть и газ метражом свы ше 7000 тыс. м, в том числе в Республике Коми свыше 2600 скв. общим метражом около 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 нефти и га за», 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 радио активную воду в центральной части Ухтинской складки, где расположен сравнительно не большой выступ метаморфического рифейского фундамента. Продуктивный горизонт связан с песчаниками и сланцами метаморфического комплекса, залегающими на глубине порядка 50 м ниже кровли фундамента. Коллектор трещинный, тип залежи – массивный, режим во донапорный. 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 скважины. В 1942 г. на Водном промысле утилизировали в месяц от 300 до 700 тыс. м3 газа и за два воен ных года было добыто и использовано порядка 10,5 млн. м3. Самый большой дебит достигал 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 подсчиты вались и соответственно не утверждались и в балансах не учитывались.

Нижне-Чутинское нефтяное месторождение. В 1912 году скважина №3 Госдепарта мента (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 1930-33 гг.

были пробурены еще две скважины, давшие незначительные притоки, по которым место рождение 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 рентабель ными. Всего на промысле было добыто несколько сотен тонн нефти и в 1944 году он был ликвидирован, месторождение списано. Запасы месторождения в ГКЗ не утверждались и в балансах не учитывались.

Чибьюское нефтяное месторождение расположено на северо-восточном крыле Ухтин ской складки отчасти в пределах современного города Ухты. Открыто месторождение 25 ок тября 1931 г., когда из скв. №5 получен промышленный приток легкой нефти дебитом до 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 период 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 м. В пределах Яреги он в целом обводнен и лишь в отдельных местах в трещинах пласта со держится нефть плотностью 0,883 г/см3 (рис. 109). В самой верхней части разреза выделяет ся песчаный пласт I эродированной в сводовой части складки. На крыльях он содержит небольшую 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 (1-20), юго-западное – круче (30) и уже. Структура осложняет более крупную брахиантиклиналь и в свою очередь осложняется тремя куполовидными складками.

К настоящему времени нефтяными шахтами разрабатывается северный купол, который нарушен разрывами и трещинами, обуславливающими сложное, мозаичное блоковое и круп ноблоковое 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, содержание 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 опробовании 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.

Минерально-сырьевые ресурсы 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 Минерально-сырьевые ресурсы 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 залега ния продуктивного горизонта - порядка 700 м. Небольшие по запасам залежи газа выявлены в Iб и в III пластах на одном из опущенных блоков восточного крыла структуры вблизи упо мянутого регионального сброса. За период эксплуатации месторождения (1948-1974 гг.) бы ло получено свыше 95 млн. м3 свободного газа, и с 1974 г. месторождение находится в консервации с небольшими запасами. Особенностью Нямедского месторождения является приуроченность к нему асфальтитов в виде вкрапленных и импрегнированных руд на кон такте верхнедевонских и верхневизейских известняков и доломитов. Площадь распростране ния 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. Ме стами они обладают высокими коллекторскими свойствами и характеризуются эффективной мощностью до 7 м (пористость до 15% и проницаемость до 2000 мД). Залежь газа во II пла сте приурочена к северо-восточной части структуры и окаймлена небольшой нефтяной ото рочкой тяжелой нефти, сходной по составу с нефтью Ярегского месторождения. Суточные дебиты скважины достигали 1 млн.м3. Начальное пластовое давление - 65-67 кгс/см2. Водо нефтяной контакт - по отметке – 555 м. Литологически ограниченная залежь газа в песчани ках Iб пласта приурочена к присводовой части структуры. Мощность песчаников - от 0 до м, пористость - до 15%. Газ в основном метановый с большим содержанием азота и инерт ных газов.

На месторождении пробурено 10 разведочных скважин общим метражом около 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 Изкосьгорин ской площади. Основная залежь газа приурочена к песчано-глинистым отложениям III пла ста эйфельского яруса среднего девона.

Месторождение имеет небольшую нефтяную оторочку. Тип залежи - пластовый сво довый, режим - водонапорный. Глубина залегания продуктивного горизонта порядка 620- 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. За мкнутая ловушка месторождения сформировалась вследствие подъема III пласта (койвен ский горизонт среднего девона) с востока на запад по крылу Ухто-Ижемского вала и сложной извилистой 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 г. по состоянию на 1.1.1988 г. добыто 1,4 млрд.м3 свободного газа. Месторождение находит ся 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 несогласием залегают на породах нибельской и седиольской свит раннепа леозойского возраста на востоке складки и метаморфических породах фундамента в сводо вой 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 газоносными являются песчаники и алевролиты среднего девона и нижнефранского подъяруса, среди которых снизу вверх выделяются следующие пять про дуктивных пластов: III и II пласты эйфельского яруса, IIа – живетского яруса, Iа и Iб пласты пашийского горизонта. Базальные отложения III пласта явились основным продуктивным горизонтом и представлены крупнозернистыми песчаниками, переслаивающимися с алевро литами и аргиллитами. Средняя пористость коллектора III пласта составила 22%, проницае мость - 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 млрд. м3 газа. На месторождении пробурено 28 разведочных и 45 эксплуатационных скважин общим метражом 54 тыс. м. Месторождение выработано и списано с баланса.

Войвожское газонефтяное месторождение (рис. 113). Газовая залежь в Iб пласте верх него 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:

Войвожского месторождения газа и нефти А – структурная карта подошвы III пласта, б – структурная карта кровли I а пласта, 1 – кон тур газоносности, 2 – тектонические нарушения, 3 – песчаная зона I г пласта, 4 – нефть, 5 – газ, 6 – вода, 7 – известняки Минерально-сырьевые ресурсы Расположено месторождение к юго-востоку от Ухты и приурочено к одноименной ан тиклинальной складке, сочленяющейся на северо-западе с Седьиольской складкой. В осно вании девонских отложений выделяется III пласт эйфельского яруса среднего девона, залегающий с угловым и стратиграфическим несогласием на красноцветных песчано глинистых отложениях тремадокского и аренигского ярусов ордовика. Песчаники III пласта перекрыты пачкой карбонатных и глинисто-карбонатных пород II пласта с прослоями глин.

На эродированной поверхности известняков II пласта залегают линзовидные песчано алевритовые тела живетского яруса или глинисто-алевролитовые породы с прослоями песча ников джьерского горизонта.

Войвожская брахиантиклиналь протягивается с северо-запада на юго-восток и имеет отчетливую форму. Углы падения слоев на крыльях порядка 3-4о, ось складки полого погру жается на юго-восток под углом около 35о. На северо-западе Войвожская структура кулисо образно сочленяется с Седьиольской. На погружении восточного крыла бурением выявлен региональный сброс, названный также Войвожским. На Войвожской площади сброс имеет амплитуду до 70 м. Основные запасы газа на Войвожском месторождении приурочены к ба зальным песчаникам III пласта, сравнительно крупная газонефтяная залежь содержится в песчаниках Iг пласта (аналог распространенного восточнее Iв пласта) живетского яруса сред него девона и сравнительно небольшие залежи газа выявлены в мелких линзовидных про слоях песчаников и алевролитов Iб и Iа пластов джьерского горизонта. III пласт имеет мощность 15-20 м и сложен кварцевыми разнозернистыми песчаниками, разделенными гли нистыми пропластками. Песчаники обладают высокими коллекторскими свойствами: пори стость - до 28% при средней 20% и проницаемость -до нескольких дарси. Газовая залежь этажом около 50 м подстилается оторочкой из тяжелой нефти мощностью до 10 м. Водоне фтяной и нефтегазовый контакты газовой залежи в III пласте месторождения расположены на 555-565 м, т.е. на тех же отметках, что и на Седьиольском месторождении.

Особый интерес на Войвоже представляет нефтяная залежь в пласте Iг живетского яруса. В плане пласт Iг представляет собой извилистую рукавообразную полосу шириной от 500 до 1200 м. В поперечном разрезе пласт имеет форму линзы с прогнутым основанием и плоской кровлей. В основании пласта находятся гравелиты и крупнозернистые песчаники с мелкой кварцевой галькой. Мощность пласта от 0 до 20 м. Пористость по отдельным участкам достигает 30-35% при средней порядка 20%, проницаемость достигает местами 7600 мД при средних значениях около 1400 мД. В присводовой части восточного крыла структуры в песчаниках Iг пласта располагалась газовая шапка, переходящая к южной пери клинали в залежь нефти, обогащенной керосино-лигроиновыми фракциями (0,854-0, г/см3). Дебиты скважин превышали 120 т/сутки при начальном пластовом давлении кгс/см2. Следует отметить, что Войвожская залежь Iг пласта была первой в Республике Коми и в целом в стране крупной залежью легкой нефти в девонских отложениях. Джьерский го ризонт представлен глинами и алевритами с линзовидными телами песчаников мощностью от 1 м до 3,5 м, обладающих достаточно высокой пористостью (10-15%). С указанными пес чаниками связаны небольшие газонефтяные залежи. Всего с начала разработки на место рождении добыто около 7 млрд. м3 газа и 1,8 млн. т нефти. Месторождение находится в разработке.

Зеленецкое газовое месторождение открыто в 1969 г. Газовая залежь находится в пес чаниках кыновского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона на глубине от 600 до 700 м. В газе отмечено повышенное содержание гелия. На месторождении пробурена 21 скважина общим метражом 16,3 тыс. м. В настоящее время месторождение находится в консервации.

Леккемское (Западно-Нямедское) газовое месторождение открыто в 1959 г. колонко выми скважинами №804 и №802. В следующем году разведка бурением была закончена. В афонинском горизонте живетского яруса в терригенных коллекторах была выявлена залежь гелиеносного газа, контролируемая узким структурным выступом и линией выклинивания III пласта эйфельского яруса среднего девона. Залежь имеет весьма ограниченные размеры.

Минерально-сырьевые ресурсы Месторождение признано непромышленным.

Чернореченское газовое месторождение установлено в 1960 г. скважиной №813, про буренной в полосе выклинивания среднедевонских отложений. Из пластов Iа и Iб пашийского горизонта верхнего девона получен газ дебитом 57,8 тыс. м3/сутки.

Глубина до кровли песчаного коллектора составила 890 м, размеры литолого стратиграфической залежи составляют 6х10 км. Газ состоит на 86,1% из метана, на 5,1% из тяжелых углеводородных газов, на 8,8% из азота и инертных газов и содержит 0,312 % гелия.

В период 1959-1961 гг. на Чернореченской площади пробурено пять скважин и в конце 60х годов - еще четыре скважины, а общий объем бурения составил 8234 м.

В результате работ на фоне моноклинального падения пластов установлен небольшой структурный выступ. В его пределах в 1968 г. скважиной №843 через 5 мм диафрагмами по лучен приток газа дебитом 7,6 тыс. м3/сутки. Продуктивными оказались лишь две скважины (№813 и №843). В остальных скважинах продуктивные пласты либо выклиниваются, либо обводнены. Запасы газа месторождения оценены как балансовые в количестве 126 млн.м3.

Перспективы нефтегазоносности Восточно-Тиманской области Из характеристики отдельных месторождений Тимана устанавливается, что нефтега зоносность тиманского разреза связана с терригенными отложениями среднего и верхнего девона (III, II, Iа, Iб, Iв, Iг пласты) и метаморфическим комплексом рифей-вендских пород фундамента.

Проблема нефтегазоносности верхнедокембрийских пород Тимана до сих пор остает ся дискуссионной. Многие ученые выступают с позиций полного отрицания возможности открытия скоплений УВ в его древних толщах. Эти оценки, так же как и более оптимистич ные, основываются на исключительно бедном фактическом материале, что обусловлено низ кой геолого-геофизической изученностью докембрийских образований.

Наиболее изученной с точки зрения нефтегазоносности метаморфического фундамен та является Ухтинская складка. На этой складке нефтегазопроявления в фундаменте широко распространены и достаточно широко известны. На бывшем «Водном промысле», где добы вали в 40-е годы радиоактивную воду бурились многочисленные скважины (общим числом около 400) по густой сетке (200 х 200 м;

200 х 500 м). Фундамент вскрывался на глубину – 400 м от кровли со сплошным отбором керна. Были встречены многочисленные нефтега зопроявления. Преимушественно нефтегазопроявления выражены в виде примазок густой нефти по трещинам, встречаются примазки «отвердевшей» нефти по трещинам, примазки и включения асфальтита и твердого битума. Следует отметить, что в породах сильно развита трещиноватость преимущественно северо-западного простирания. Часть трещин заполнена кальцитом, кварцем, халькопиритом, являющимися, очевидно, гидротермальными образова ниями. Большинство трещин заполнено водой. Нефтегазопроявления встречены как в тре щинах с минеральным заполнением, так и в открытых. Кроме нефтегазопроявлений, приуроченных к трещинам, в нескольких скважинах (№ 408, 28, 7, 304, 203, 428, 429, 4к) встречены кварцитовидные песчаники, пропитанные или насыщенные нефтью и приурочен ные, обычно, к кровле фундамента. Так, в скв. 7, по описанию И. Н. Стрижова и С. М. Вой нова (1936 г.) кровля метаморфических пород фундамента вскрыта на глубине 64 м, а в интервале 64 – 68 м залегают темно-серые сланцы с тонкими пропластками пропитанных нефтью песчаников. В интервале 70 – 72,5 м – темно-серый сланец с прослойками «битуми нозного» песчаника;

72,5 – 73,1 м – песчаник сильно пропитанный нефтью;

76,3 – 79,4 м сланец с тонкими прослоями битуминозного песчаника;

238,4 – 249 м синевато-серый квар цит, местами битуминозный. В остальных скважинах песчаники, пропитанные нефтью, так же встречены близ кровли фундамента.

В скважине Воронова, пробуренной в 1905 г., интенсивные нефтепроявления в квар цитовидных песчаниках привели к ложному заключению, что вскрыт девонский нефтенос ный пласт, в то время как III пласт выклинивается в 1,5 км западнее этой скважины. В скв.

Минерально-сырьевые ресурсы 247 по описанию В. А. Калюжного, нефть поступала из трещин метаморфических сланцев с та ким напором, что прекращалось поступление воды в скважину. Удельный вес нефти 0,9522.

Обычно нефтегазопроявления в стволах скважин рифейского разреза Ярегского ме сторождения немногочисленны и встречаются обычно в 3-4 местах. Наиболее многочислен ные нефтегазопроявления встречены в скв. 430 (в 12 местах), 11 (в 14 местах), 27 (в местах), 128 (в 21 месте), 241 (в 9 местах) 242 (в 9 местах) 246 (в 8 местах). Преобладающее большинство нефтегазопроявлений выражено в виде примазок нефти по трещинам или выте кающей из трещин нефти, но в двух скважинах (№ 59, 247) встречены весьма интенсивные нефтепроявления. В скв. 59 по описанию И. Н. Стрижова трещины в кварцитах фундамента заполнены «нефтью и газом, и водой, и газом». Нефть продолжала вытекать с водой при углублении скважины до 100 м от кровли фундамента.

В ряде случаев установлена пропитанность метаморфических сланцев нефтью. Так в скв. 203 Ярегского месторождения в первичном описании керна отмечается, что при нагре вании сланца рукой выступали нефтяные пятна. В. А. Калюжным отмечается, что битуми нозные метаморфические сланцы встреались в скв. 304, 308, 310, 317, 345. Им же отмечались случаи выделения капелек нефти из капиллярных пор сланцев при разломе образца. По дан ным А. В. Кулевского в скв.3 Ярега химанализ керна сланцев с глубины 249,2 м (в 100 м ни же кровли фундамента) показал содержание битума 1,8%. Таким образом нефтегазопроявления в фундаменте имеют разнообразный характер. По подсчетам В.А. Ка люжного 42% всех нефтепроявлений приурочены к зоне 0 - 25 м от кровли фундамента, остальные встречены в 150 - 300 м от кровли метаморфических сланцев. В распространении включений твердых битумов в породах фундамента (включения приурочены к трещинам), наблюдается, по данным В. А. Калюжного следующая закономерность – включения твердых битумов более часты в удалении от кровли фундамента.



Pages:     | 1 |   ...   | 10 | 11 || 13 | 14 |   ...   | 17 |
 





 
© 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.