Пограничные структуры платформ черноморско-каспийского региона

Вид материала

Автореферат диссертации

Содержание 3.2. Флюидодинамические модели нефтегазоносности пограничных структур

Подобный материал:

• Важнейшими стратегическими грузами, перемещаемыми по транспортным коридорам Черноморско-Каспийского, 330.7kb.
• Программа курса сакральное и мирское в истории цивилизаций центральной азии и каспийского, 287.56kb.
• Гия, ресурсы и перспективы освоения нефтегазовых недр Прикаспийской впадины и Каспийского, 139.48kb.
• В работе приведены государственные программы освоения казахстанского сектора Каспийского, 4.69kb.
• Проблемы сотрудничества стран каспийского региона в нефтегазовой отрасли: геоэкономический, 217.31kb.
• Институт каспийского сотрудничества, 668.69kb.
• Тезисы выступления члена Комитета по вопросам экономической интеграции стран шос, 309kb.
• Л. Б. Гмыря Клятводоговоры номадов Кавказско-Каспийского региона (V-VII вв.), 172.07kb.
• Методические указания для выполнения лабораторных работ и курсовой работы содержание, 1317.09kb.
• О сохранении каспийского тюленя, 19.02kb.

3.1. Сравнительный анализ пограничных структур платформ

и прогноз их нефтегазоносности

Раздел содержит аргументы в пользу четвертого защищаемого положения и обосновывает выделение структурных эквивалентов пограничных структур платформ Черноморско-Каспийского региона.

3.1.1. Структурные эквиваленты пограничных структур Русской плиты и прогноз нефтегазоносности. Структурная эквивалентность Прикаспийской синеклизы и Примексиканской синеклизы детально рассмотрена Н.С. Шатским (1964). Анализ по определению типа этих пограничных структур, доказывает, что в обоих случаях соседствуют плиты древней и молодой платформ (тип П_Д–П_М). Трудности возникают и при сравнении вида этих синеклиз. То что, в обоих синеклизах развит соленосный комплекс и то, что он занимает в них одинаковый стратиграфический уровень, сближает эти пограничные структуры. Неясности остаются только в отношении комплекса основания Примексиканской синеклизы: есть ли у нее докембрийский фундамент? Поэтому вывод об однозначности видов синеклиз дискуссионен. Вероятно, следует рассматривать Примексиканскую синеклизу как краевую синеклизу Северо-Американской плиты, предполагая, что ее фундамент тоже докембрийский, представляя собой входящий угол древней платформы, аналогичный Прикаспийскому.

Наибольший интерес для сравнения с Прикаспийской краевой синеклизой представляет Присевероморская (Среднеевропейская) синеклиза Северо-Восточной древней платформы. Во-первых, выявляется аналогия по самому главному признаку сравнения – фундаменту. Он здесь также глубоко погружен (до 15 км) и самая глубокая скважина (более 7 км), пробуренная севернее Берлина даже не вышла из отложений намюрского яруса каменноугольной системы. Есть основание считать фундамент Присевероморской структуры докембрийским, переработанным на байкальском этапе тектогенеза вдоль Датско-Польской борозды. Последняя структура представляет собой интракратонную шовную зону в теле Восточно-Европейской платформы и рассматривается как структурный эквивалент Центрально-Прикаспийского авлакогена (Зноско, Дадлез, Марек и др., 1978). Много общего наблюдается в строении чехла Присевероморской и Прикаспийской синеклиз с четким обособлением соленосного и подсолевого комплексов. Важно отметить, что в Присевероморской синеклизе регионально газоносным является подсолевой комплекс ротлигендес (нижний отдел пермской системы). Разведанные запасы газа в этом комплексе составляют более 5 трлн. м³, при этом месторождение-гигант Гронинген расположено в южном обрамлении Нидерландской зоны.

В Присевероморской синеклизе обнаружены и нефтяные месторождения. Одно из них месторождение-гигант Экофиск в Северном море приурочено к верхнемеловым карбонатам, залегающим на глубине 1650 м. В размещении месторождений нефти и газа в Присевероморской синеклизе наблюдается четко выраженная зональность. Месторождения газа в пермском комплексе приурочены к юго-западной части Северного моря (Англо-Голандский бассейн), а месторождения нефти в мезо-кайнозойском комплексе тяготеют к северной части моря (Третичный бассейн). Обращает на себя внимание то, что все зоны газонакопления в Присевероморской синеклизе находятся на южном борту, примыкающем к молодой платформе.

Таким образом, тип и вид пограничной структуры Присевероморской синеклизы эквивалентен Прикаспийской синеклизе (тип плита древней платформы – плита молодой платформы, т.е. П_Д–П_М; вид – краевая синеклиза). Эта общность строения позволяет направлять поиски на открытие новых нефтегазоносных объектов вдоль сходных между собой зон нефтегазонакопления. Направление поисков должно проводиться в пределах прибортовых зон нефтегазонакопления и захватывать все большие глубины, т.к. отложения на глубинах свыше 5 км пока изучены слабо. Условно выявлен и диапазон глубин, в пределах которого можно ожидать благоприятное проявление коллекторских свойств (5–8 км). Поэтому на передний план выдвигается задача развития в Прикаспии сверхглубокого бурения. До глубин 5 км в регионе пробурено порядка 100 скважин, которые привели к открытию крупных месторождений. Освоение новых глубин может привести к еще более ощутимым результатам.

3.1.2. Структурные эквиваленты пограничных структур Скифской плиты и прогноз нефтегазоносности. Рассмотрение этого вопроса логичнее начать с Предкавказской краевой системы, по всей длине которой сосредоточены нефтегазоносные области. В качестве структурных эквивалентов Предкавказской краевой системы рассмотрены Предуральская и Предпиренейская краевые системы. Первую из них с Предкавказской роднит наличие предгорных впадин и разделяющих их выступов, а также четко выраженные офиолитовые швы. Но тип пограничных структур для них оказывается разным: в случае Предуралья это соседство щита молодой платформы и плиты древней платформы (тип П_Д–Щ_М), а для Предкавказья отмечается соседство плиты молодой платформы и щита юной платформы (тип П_М–Щ_Ю). Существенно, что различны и геоморфологические признаки щитов. Горная система Кавказа четко разделяется на Западный, Центральный и Восточный. Именно по этим признакам Кавказ наиболее сходен с Пиренеями, а располагающуюся перед его фронтом Предпиренейскую краевую систему можно считать структурным эквивалентом Предкавказской краевой системы. Также как и Кавказ, Пиренеи подразделяются на Западные, Центральные и Восточные. Аналогично Кавказу Пиренеи погружаются на запад (в морское дно Бискайского залива Атлантики) и восток (под воды Лионского залива Средиземноморья). Эти погружающиеся части можно рассматривать как геоморфологические эквиваленты Азово-Черноморья и Каспия. Геоморфологическим эквивалентом Ставропольской возвышенности можно считать возвышенность Арманьяк. Но самое главное состоит в одинаковости типа и вида пограничных структур Предкавказья и Предпиренеев. Пиренеи также как и Кавказ являются щитами юных платформ, поэтому и тип их пограничных структур одинаков: плита молодой платформы – щит юной платформы (тип П_М–Щ_Ю). Одинаков и вид этих пограничных структур. Особенно четко эта одинаковость проявляется при сравнении Индоло-Кубанской впадины и Бискайско-Адурского передового прогиба.

Пиренеи и Кавказ роднит сходный набор мезокайнозойских геосинклинальных формаций: с преобладанием в обеих структурах флишевых прогибов (миогеосинклинальных зон). Также как и Кавказ, Пиренеи отделяет от передового прогиба структурный шов – называемый Северо-Пиренейским фронтальным надвигом, но на профилях он представлен взбросом (Wennok, 1974). Заметим, что надвиговый, а точнее взбросовый характер имеет и граница Западно-Кубанской впадины. Одинаковой оказывается и внешняя граница передового прогиба и впадины. Напомним, что в Западно-Кубанской впадине она проводится по Тимашевской ступени, эквивалентом которой в Предпиренейском прогибе выступает Северо-Аквитанская флексура. Границей Западно-Кубанской впадины с Индольской служит Джигинский разлом, структурным эквивалентом которого можно считать Лакский разлом, разделяющий Бискайский и Препиренейский прогибы. Геофизическими, буровыми работами и драгированием установлено, что на дне Бискайского залива выделяются практически все зоны, что и на суше в Предпиренейском прогибе. В частности, Северо-Пиренейская складчатая зона прослеживается на шельфе до широты мыса Ортегаль. На западе морское звено Предпиренейской системы выклинивается на той же широте мыса Ортегаль Пиренейского полуострова.

Эквивалентность структур Предкавказской и Предпиренейской пограничных структур предполагает и одинаковость нефтегазопроявлений. Общей закономерностью для обоих прогибов является приуроченность месторождений к пришовным зонам (Ахтырско-Тырнаузской и Северо-Пиренейской) и краевым ступеням (Тимашевской и Аквитанской). Различие в освоении нефтегазоносных провинций состоит в стратегии поисков: в Предкавказье освоены, в основном, месторождения верхней части этажа нефтегазоносности (верхний мел – кайнозой), а в Предпиринейском его нижней части (триас–юра–нижний мел). Рекомендации в отношении развития дальнейших поисков состоят в том, чтобы в Предкавказье обратили внимание на поиски новых объектов в нижней части нефтегазоносного этажа. Исходя из того, что в морском дне (Бискайском и Азово-Черноморском) наблюдается продолжение нефтегазоносных структур суши, дальнейшие поиски необходимо сосредоточить на морской части Предкавказской и Предпиренейской краевых систем. Наконец, следует подчеркнуть роль принадвиговых и привзбросовых месторождений, которые только с появлением идей плитной тектоники стали привлекать к себе внимание. Не переоценивая их главной роли, следует все-таки не упускать из виду перспективность привзбросовых нефтегазоносных структур. Шовные зоны – это не непрерывные нарушения, а серия кулисообразных взбросов и взбросов-надвигов, разделенных блоками возможно нефтегазоносных формаций. В отдельных частях по простиранию шовных зон наблюдаются значительные амплитуды перемещений блоков вплоть до образования покровных структур. Например, на восточном окончании Пиренеев картируется покров восточных Корбер, который является единственным достоверно известным покровом в Пиренеях. На Кавказе в верховьях р. Белой в районе Скалистого хребта откартирован Лагонакский покров (пластина верхнего келловея–титона), тоже пока единственный в своем роде на северном склоне Кавказа.

В Терско-Каспийской впадине (прогибе) промышленная нефтегазоносность так же, как и в Предпиренейском прогибе связана в основном с мезозоем. По крайней мере, роль кайнозойского нефтегазоносного комплекса здесь гораздо меньше, чем в Западно-Кубанской впадине, что сближает ее с Предпиренейским прогибом. Морское Каспийское звено Терско-Каспийской впадины изучено лучше, чем морское звено Лионского залива в Предпиренеях. В морской части продолжения Терско-Каспийского прогиба наблюдается изменение простирания нефтегазоносных структур с субширотного на субмериодиональное (Сулакская впадина), а затем опять на субширотное (Северо-Апшеронская впадина). Основные месторождения нефти в Терско-Каспийском прогибе приурочены к Терско-Сунженской зоне и соответствуют полосе передовой складчатости Кавказа, представленной Терской и Сунженской антиклинальными формами, выраженными в рельефе одноименными хребтами. По отложениям кайнозоя складки сложные (с крутыми углами падения, часто веерообразные, с надвигово-взбросовыми нарушениями). По отложениям мезозоя складки приобретают более простой характер, но именно с ними как раз и связаны богатые нефтяные залежи. Аналогами Терской и Сунженской зон в Предкаспии считаются Западная и Восточная антиклинальные зоны Дагестана с простым характером складок по палеогеновым и неогеновым отложениям, с которыми также связаны месторождения нефти и газа.

На дне средней части Каспийского моря соединяются между собой Скифская и Туранская плиты, которые необходимо рассматривать как единую Скифско-Туранскую плиту, на южном крыле которой находится Терско-Каспийский прогиб с четко выраженной зоной передовых складок в Приморской антиклинальной зоне. Таким образом, Средний Каспий весь располагается в пределах плиты молодой платформы. В отличие от Северного Прикаспия перспективы нефтегазоносности здесь следует связывать с мезозойскими отложениями плиты, в которых на российском шельфе открыты Корчагинское, Хвалынское, Избербашское и Шнухеморское месторождения. Что касается фундамента этой части Скифско-Туранской плиты, то известно открытое единственное крупное месторождение Оймаша на восточном берегу Каспия в Песчаномысском своде (Попков, 1988).

К востоку от Апшеронского полуострова, также как и к западу от Таманского, наблюдается периклинальное погружение Кавказа с проявлением грязевого вулканизма и приуроченностью к вулканам месторождений нефти и газа типа Локбатана Нефтяных камней и других. Восточнее переклинальное погружение Кавказа разделяет Скифско-Туранскую плиту молодой платформы от Южно-Каспийской плиты юной платформы, которая обнажается на восточном побережье Южного Каспия в виде неоген-четвертичного Западно-Туркменского прогиба.

Структурным эквивалентом Терско-Каспийского прогиба в Закаспийском продолжении альпид является Предкопедагский прогиб, который отличается от Терско-Каспийского более слабым развитием эпиплатформенного орогенного комплекса (предгорной молассы), редуцированностью внутренней зоны и зоны передовых складок, меньшей дислоцированностью формаций с преобладанием брахиантиклинальных складок над антиклиналями даже в зоне передовых складок. Специфика Копедагской складчатой области состоит в отсутствии эвгеосинклинальных зон и в не полном развитии миогеосинклинальных. Поэтому Предкопедагский прогиб нельзя считать полным эквивалентом Терско-Каспийской впадины. Отсюда, как следствие, и незначительная нефтегазоносность Предкопедагского прогиба. Перспективы нефтегазоносности связываются только с мезозойскими отложениями внешнего борта прогиба.

На северной окраине Скифско-Туранской плиты пограничная структура представлена Карпинско-Мангышлаксой краевой системой, включающей ряд узких линейных валов и прогибов. Основная нефтегазоносность здесь связана с западным и восточным побережьем Каспия: с Промысловско–Цубукским, Камышано–Каспийским и Ракушечно–Широтным валами на территории России и Бузачинско–Северокаспийским, Тюб–Караганским, Беке–Башкудукским валами на территории Казахстана. Например, многопластовое нефтегазоконденсатное Корчагинское месторождение открыто недавно в пределах Ракушечно–Широтного вала, соединяющего Камышано–Каспийский и Тюб–Караганский валы в единую субширотную вытянутую зону поднятий. Перспективы поисков в этой части Карпинско-Мангышлаксой краевой системы Скифско-Туранской плиты связываются, главным образом, с карбонатно–терригенными отложениями нижнего мела и, возможно, верхнего мела–палеогена. Наиболее перспективным считается восточное побережье Каспия. Ресурсная база Карпинско-Мангышлаксой краевой системы оценивается в 0,7 млрд. т УВ, из которых 50% запасов нефти (Постнова, Сизинцева, 2002). Направление поисков должно идти в сторону морской части Каспия (морское продолжение Промысловско–Цубукского, Камышано–Каспийского валов на территории России и Бузачинско–Северокаспийского, Тюб–Караганского, Беке–Башкудукского валов на территории Казахстана). В пределах Российской части Карпинско-Мангышлаксой краевой системы на территории Калмыкии выявлено 22 нефтяных, 18 газовых, 3 нефтегазо–конденсатных и одно газоконденсатное месторождения с добычей 230 млн. м³ газа и 450 т нефти. Основными районами добычи являются месторождения кряжа Карпинского, в котором наиболее реальны и дальнейшие открытия небольших по запасам месторождений. В последнее время здесь открыто 7 месторождений нефти, на которых планируется ежегодно добывать 150–160 т. Для расширения ресурсной базы нефте- и газодобычи необходимо по нашему мнению развитие поисково-разведочных работ в подсолевом нефтегазоносном комплексе, что согласуется с опубликованными данными (Бембеев и др., 1992).

3.1.3. Структурные эквиваленты пограничных структур Черноморской плиты и прогноз нефтегазоносности. Черноморская плита Средиземноморской платформы в геологическом отношении представляет собой одну из структур лучше всех изученных. Поэтому сравнивать ее с другими плитами Средиземноморья можно лишь для того, чтобы показать, что края плит юных платформ перед своими щитами, как правило, представлены сочетанием периплитного прогиба и периплитного поднятия соответственно таких типов как Туапсинский прогиб и вал Шатского в Черноморской плите перед Кавказской складчатой областью (формирующимся щитом). В этом легко убедиться, обратившись, например, к геолого-геофизическим данным по Альборанскому морю (Казаков, Васильева, 1992). Как и в Черном море в море Альборан плиоцен-четвертичные отложения плитного комплекса практически непрерывным чехлом покрывают дно и залегают субгоризонтально на акустическом палеозойско-мезозойском фундаменте. Спокойное залегание чехла нарушают отдельные антиклинальные формы, проявляющиеся у края плиты в сочетании с синклинальными формами (Малагский прогиб). Аналогичные формы дислокаций чехла наблюдаются и в других плитах Средиземноморья.

Полная эквивалентность пограничных структур Черноморской плиты с другими пограничными структурами плит юных платформ мало, что дает для прогноза нефтегазоносности, т.к. ни на одной из них пока не открыты месторождения нефти и газа. Поисковые работы на этих пограничных структурах еще только планируется. В этих условиях важно сравнение с пограничными структурами таких плит (молодых или древних платформ), в которых уже открыты нефтегазовые месторождения.

Для оценки перспектив нефтегазоносности Туапсинского периплитного прогиба и периплитного вала Шатского проведен сравнительный анализ с хорошо изученной Восточно-Уральской нефтегазоносной областью, представляющей в структурном отношении край Западно-Сибирской плиты молодой платформы. Здесь находится Березовский газоносный район, зарекомендовавший себя крупными месторождениями газа. В тектоническом отношении Березовский газоносный район представляет собой пограничную структуру Западно-Сибирской плиты молодой платформы с Уральским щитом той же платформы (тип П_М–Щ_М). Вид структуры определяется как периплитный Приуральский прогиб и периплитный Березовский вал. Это почти полные структурные эквиваленты Туапсинского периплитного прогиба и периплитного вала Шатского Черноморской плиты южного Предкавказья. Сходство этих пограничных структур проявляется даже в характере выклинивания горизонтов плитного комплекса на валах. Так на Березовском валу наблюдается выклинивание юрских отложений (тюменская свита), а на валу Шатского выклиниваются палеоген-неогеновые отложения (майкопская серия). Например, в Березовской опорной скважине на гнейсах и гранитах фундамента, вскрытого на глубине 1324 м, залегают глинистые отложения валанжина, а юра отсутствует. К западу и востоку от Березовского вала, т.е. в прогибах юра в разрезе уже присутствует. Сходная фациальная картина наблюдается на валу Шатского: майкопские отложения на нем выклиниваются, а в Туапсинском прогибе и Восточно-Черноморской синеклизе они присутствуют.

Эквивалентность этих пограничных структур предопределяет и эквивалентность их нефтегазоносности, т.е. она позволяет сделать прогноз о существовании газоносности вала Шатского. Косвенным подтверждением возможной газоносности вала Шатского является обнаружение на нем так называемых «ярких пятен» – локальных аномалий динамических признаков записи волнового поля, которые приурочены к сводовой части. Напомним, что эффект «яркого пятна» был установлен еще в 1968 г. и с 1972 г. это открытие стало широко использоваться в нефтяной геологии. Оно привело к выявлению многих месторождений газа, но иногда приводило к бурению непродуктивных скважин. Степень риска бурения пустых скважин можно уменьшить не только за счет совершенствования сейсмических методов поисков, но и прогноза, опирающегося на эквивалентность разбуриваемых структур тем структурам, в которых уже были найдены газовые месторождения.

3.2. Флюидодинамические модели нефтегазоносности пограничных структур

Как известно, нефть и газ могут мигрировать на значительные расстояния. По направлению миграции различают латеральную (по горизонтали) и вертикальную (по разрезу). Несмотря на значительные разработки в этой области вопрос с вертикальной миграцией остается открытым. В диссертационной работе рассматривается флюидодинамические модели пограничных структур, увязывающие между собой горизонтальную и вертикальную миграцию. Действительно, существует две формы флюидодинамических систем углеводородов, которые по аналогии с рудоносными системами можно назвать линейными и кольцевыми моделями.

3.2.1. Линейные модели представлены глубинными разломами (офиолитовыми швами), вдоль которых происходит вертикальный вынос углеводородов из глубины, последние, достигая зоны серпентинизации, экранируются. За счет экранизации давление во флюидодинамической системе возрастает, и углеводороды ищут себе пути разгрузки, находя их в боковой миграции по прослоям коллекторов среди осадочного комплекса, заполняющего краевой прогиб. При этом в ловушках происходит скопление цепочкообразно расположенных месторождений нефти и газа. Яркий пример Ахтырско-Тырнаузская офиолитовая зона и примыкающая к ней нефтегазоносная зона южного борта Западно-Кубанской впадины.

Например, к таким флюидонасыщенным слоям относятся геофизические границы К₁, К₂ и даже М. Характерно, что к этим границам наблюдается выполаживание глубинных разломов, а ниже границы М изменяется и степень “расслоенности” (изменение масштаба неоднородности). Наличие флюидодинамических слоев в земной коре нашло подтверждение в сверхглубокой Кольской скважине (увеличение с глубиной пористости и свободной воды).

3.2.2. Кольцевые модели – это цилиндрической формы зоны миграции углеводородов. За рубежом сходные объекты называют “gas chimneys”, т.е. “газовыми трубами” (по аналогии с “трубками взрыва” в рудной геологии). Такие формы миграции углеводородов выявлены сейсморазведочными работами на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Эти формы называют еще “инверсионными кольцевыми структурами”. Например, они “подпирают” крупные и гигантские месторождения газа и конденсата типа Уренгойского, Ямбургского и других. По интерпретации сейсмических данных предполагается существование в центре Ямбургского купола “газовой трубы”. Считается, что источник газогенерации находится вне пределов глубин, достигнутых сейсморазведкой (около 8 км). К “газовым трубам” приурочены высокие показатели АВПД.

Переходя к причинам возникновения зон АВПД, отметим пространственное совпадение зон грязевого вулканизма и зон АВПД. Механизм формирования месторождений с АВПД связан с энергией флюидов и их вертикальной миграцией, за счет которой и возникает вертикальная цепочка залежей газа. Доступ к верхним этажам мантийным флюидам открывают глубинные разломы, что и приводит к формированию газонефтяных вулканов. В этом отношении инверсионные кольцевые структуры похожи на погребенные грязевые вулканы. Ныне действующие месторождения углеводородов Варениковско-Гостагаевской зоны Западного Кавказа также возможно связаны с подобным явлением (вулкан Шуго). Вероятно также, что и открываемые в последние годы новые нефтяные объекты в Таманской зоне развития грязевого вулканизма своим происхождением обязаны рассмотренному механизму.

В кольцевых структурах, так же как и в линейных, наблюдается преобразование вертикальной миграции в горизонтальную. В случаях запечатывания жерла пробкой из грязевой брекчии, высокое давление нефти и газа способствует проникновению углеводородов в слои коллекторы, слагающие диапировую структуру. Процесс приводит к образованию “елочной текстуры” распределения залежей, как это видно на примере известного Азербайджанского месторождения Локбатан.

Существует представление о том, что кольцевые флюидодинамические каналы возникают на тройных сочленениях рифтов, как на пример в Северном море. Так месторождение – гигант Экофиск расположено на пересечении рифтов Центрального, Южного и Бомбле. Здесь глубина залегания фундамента достигает 8–9 км, глубина моря составляет 72 м. Другой пример тройного сочленения – Уренгойская кольцевая структура в Западной Сибири. Она расположена на пересечении Колтогорского, Худотейского и Ямальского рифтов. В центральной части структуры открыто сверхгигантское Уренгойское месторождение газа. В качестве их структурного эквивалента может служить тройное сочленение авлакогенов Прикаспия.

Для нефтяной геологии они интересны потому, что с ними часто связаны признаки присутствия углеводородов или сходная с зонами нефтегазопроявлений структурная позиция. Например, крупнейший вулкан Кавказа Эльбрус расположен на восточном окончании Ахтырско–Тырнаузской зоны, к которой примыкает нефтегазоносная зона южного борта Западно-Кубанской впадины. Тектонически он приурочен к пересечению двух разломов: Пшехско-Тырнаузскому и Адыгейскому. Гидротермально-метасоматические процессы приводят не только к образованию руд, но и углеродистого вещества. Это сближает формирование рудных и нефтегазовых месторождений. В подобных же местах с вертикальной миграцией наблюдаются восходящие потоки метана, водорода и гелия.

В настоящее время, когда абиогенная концепция также становится реальностью, в поиски должны включатся зоны подводящих каналов (линейных и кольцевых) и зоны очагов формирования (зоны реакций синтеза). Каналы могут обнаруживаться сейсмометрически методами в варианте 3D МОГТ. Что касается зон очагов формирования, то для их обнаружения возрастает роль гравиметрии и сейсмометрии, сопровождаемых геохимическими методами поисков.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Принципиальное теоретическое и прикладное значение для оценки пограничных структур имеют следующие важнейшие результаты работы:

1. Гетерогенные структуры земной коры Черноморско-Каспийского региона представляют собой слоистые структуры, состоящие из триад главных платформообразующих комплексов и выступают как геотела одного иерархического уровня. Рассмотрение этих одноранговых структур как платформенных систем позволяет типизировать их по стратиграфическому положению главных платформообразующих комплексов на древние, молодые и юные.

2. На основе предлагаемых принципов систематики (принципов системности, иерархии и одноранговости) пограничные системы определяются как области сочленения геокомплексов разных по возрасту платформ с присущими им типами и видами пограничных структур.

3. На основе отношений между комплексами как по латерали, так и вертикали определены типы и виды пограничных структур платформ Черноморско-Каспийского региона. Основными пограничными структурами здесь выступают: Прикаспийская краевая синеклиза, Карпинская краевая плита, Предкавказский краевой прогиб и Туапсинский переплитный прогиб. При этом Предкавказский краевой прогиб со стороны Скифской плиты состоит из краевых впадин (Индоло-Кубанской и Терско-Каспийской) и краевых выступов (Ставропольско-Минераловодский). Совсем другой тип и вид представляет Предкавказская краевая система со стороны Черноморской плиты: она состоит из периплитной впадины (Туапсинского прогиба) и периплитного вала (вала Шатского).

4. Установлены структурные эквиваленты пограничных структур Черноморско-Каспийского региона в других нефтегазоносных областях. Структурным эквивалентом Прикаспийской краевой синеклизы можно считать Присевероморскую краевую синеклизу; Предкавказской краевой системы – Предпиренейскую краевую систему. Почти полным структурным эквивалентом для Туапсинского переплитного прогиба Черноморской плиты выступает Березовский переплитный прогиб Западно-Сибирской плиты.

5. Направление поисков возможных новых объектов скоплений нефти и газа в пограничных структурах платформ Черноморско-Каспийского региона предлагается сосредоточить: в Прикаспийской краевой синеклизе в главном плитном комплексе (подсолевом); в Предкавказской краевой системе – в Западно-Кубанском прогибе – в главном плитном (MZ₁) комплексе континентальной части и в эпиплатформенных орогенном и плитном (MZ₂-KZ) морской части, – в Терско-Каспийском прогибе – в главном плитном (MZ), эпиплатформенном орогенном (KZ) континентальной и морской частях; в морской части Среднего Каспия Скифо-Туранской плиты – в главном плитном комплексе (MZ); в Карпинско-Мангышлаксой краевой системы Скифско-Туранской плиты – в главном плитном комплексе (K₁ и К₂ – Р(?)); на валу Шатского Восточно-Черноморской плиты газоносность прогнозируется в главных орогенном (MZ₂?) и плитном комплексах (KZ₂?); в областях проявления грязевого вулканизма Тамани и западного периклинального погружения складчатых структур Кавказа в главных орогенных и плитных комплексах (MZ₂ – KZ_1-2).

6. Изученные пограничные структуры платформ позволяют четко выделить две формы проявления их нефтегазоносности: линейные, связанные с зонами офиолитовых поясов (Ахтырско-Тырнаузская зона) и кольцевые, связанные с цилиндрическими формами миграции углеводородов, названных нефтегазоносными трубками. К кольцевому типу нефтегазоносности отнесены месторождения, приуроченные к зонам проявления грязевого вулканизма, характерного для нефтегазоносных областей Тамани и области западного периклинального погружения складчатых структур Кавказа.