Тектоника Сургутского палеосвода

Тектоника является одним из решающих факторов при формировании ловушек углеводородов, особенно в регионах со сложной геодинамикой, влияющей как на строение крупных тектонических блоков фундамента, так и на последующие локальные структурные элементы чехла. В геологическом строение Западно – Сибирской нефтегазоносной провинции участвуют гетерогенный дислоцированный, в разной степени метаморфизованный докембрийско-палеозойский фундамент и полого залегающий на нем мезозойско-кайнозойский осадочный чехол. Фундамент погружается от периферии к центру плиты, в пределах которой в соответствии с мощностями чехла и отчасти характером платформенных структур выделяются: внешний пояс плиты с глубинами залегания фундамента до 2 км, центральная область (Центральная “мегатерраса”) с глубинами залегания фундамента 2,5 - 4,5 км и северная область (Ямало-Тазовская мегасинеклиза) с глубинами залегания фундамента до 8 - 9 и 11 км (Ростовцев, 1961; Ростовцев, Рудкевич, 1965; Рудкевич, 1969; Геол. строение фундамента...1971; Конторович, Нестеров и др., 1975;Сурков, Жеро, 1981; Мегакомплексы…, 1986, Веселов, Долицкая, 1991). Результаты последних обобщающих региональных исследований территории Западно-Сибирской геосинеклизы и описание истории её тектонического развития приведены в работах В.А.Конторовича (2000), В.А. Конторовича С.Ю. Беляева, А.Э. Конторовича и других исследователей (2001).

Сургутский палеосвод, расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты (Обь-Иртышское междуречье). Структурный план платформенного чехла построен сложно, что обусловлено наложением на складчатые структуры фундамента, имеющие здесь северо-западное простирание, глубинные разломы растяжения меридионального направления. В пределах крупнейших разломов в начале мезозоя в фундаменте образовались грабен-рифты (Усть-Тымский, Колтогорско-Уренгойский и Аганский), над которыми в платформенном чехле сформировались узкие прогнутые зоны типа желобов. Между этими грабен-рифтами, а также Аганским рифтом и глубинным разломом, ограничивающим с востока Уват–Ханты-Мансийский срединный массив, в начале мезозоя в фундаменте были образованы три положительные (блокового типа) структуры большого радиуса кривизны, над которыми в платформенном чехле были сформированы крупнейшие положительные структуры (Сургутская мегантиклиналь и др), в пределах которых выделяются Сургутский, Нижневартовский, Каймысовский своды, Александровский, Васюганский мегавалы и др. (Конторович, Гурари, 1966; Гурари, Микуленко, 1971; Конторович, Нестеров и др., 1975). Особенности строения чехла предопределены во многом строением складчато-блоковых структур фундамента (Глубинное строение….1978; Голионко, 1978; Сурков, Жеро, 1981; Гришгорн 1988; Тектоника нефтяных областей 1988).Сургутский свод, осложняющий западную часть Среднеобской антиклизы, вытянут в субмеридиональном направлении.

На его южном окончании выделяются Южно-Балыкский купол, в центральной части – Сургутский купол, на западной окраине – Пимский вал, а в северной периклинальной части – Тромъеганский и Водораздельный валы. К юго-западной части свода примыкает Лемпинский купол, осложненный Салымским и другими локальными поднятиями (Размещение зон.., 1974). Например: Западно-Сургутская локальная структура расположенная в центральной части свода по отражающему горизонту Б в верхней юре она представляет собой ассиметричную брахиантиклинальную складку платформенного типа. Результаты буровых работ показали, что, во-первых, сейсморазведка с достаточной достоверностью определила строение структуры, и, во-вторых, местоположение и конфигурация структуры по различным горизонтам в основном совпадают. Поэтому ниже приводятся описание лишь по одному из маркирующих горизонтов - нефтяному пласту БС₁₀ (рис.4).

По кровли пласта БС₁₀ валанжинского яруса Западно-Сургутская локальная структура оконтуривается изогипсой -2260м и имеет амплитуду 60 м. Осевая линия структуры изогнута и по мере продвижения с юго-запада на север меняет направление от широтного до меридионального. Она осложнена двумя подчиненными куполами – южным и северным, оконтуренными изогипсой -2240м. Северный купол в свою очередь осложнен двумя куполами более низкого порядка, расположенными в центральной и северной частях структуры. Оси осложняющих куполов по отношению друг к другу расположены веерообразно: юго-западный купол простирается в широтном направлении, центральный – с юго-востока на юго-запад, северный – на северо-восток.

В целом, Западно-Сургутская структура по переферии повторяет осложнения, развитые в сводовой части, сжимаясь у прогибов и разширяясь близ осложняющих куполов. Поэтому ширина структуры непостоянна и меняется в пределах 5–11 км. Основные черты морфологии по вышележащим горизонтам готерив-баррема сохраняются, закономерно меняясь в сторону выполаживания структурных форм в более молодых образованиях. Так, углы наклона крыльев по кровле отражающего верхнеюрского горизонта в наиболее круто залегающих участках складки достигают 6^о, в то время как по кровле сеноманского яруса они уменьшаются до нескольких десятков минут, переходя через все промежуточные значения в отложениях нижнего мела. Амплитуда структуры соответственно уменьшается от 100м до 13м.

Рис. 4. Структурные карты Западно-Сургутской структуры.

Условные обозначения:

I – по верхнеюрскому отражающему сейсмическому горизонту Б;

II – по кровле верхневаланжинского продуктивного (нефтяного) пластаБС₁₀;

III – по кровле готеривского продуктивного (нефтяного) пласта БС₁₀;

1 – изогипсы кровли пласта; 2– внешний контур нефтеносности; 3 – участки отсутствия и развития коллекторов, не связанных с основным полем развития песчаников нефтяного пласта БС₁₀.

Анализ мощностей показывает, что наиболее интенсивный рост Западно-Сургутской площади происходил в юрское время, к концу которого амплитуда поднятия достигла 45-50 % современного значения.

Состав отложений сортымской, усть-балыкской, сангопайской свит Западно-Сургутской структуры значительно меняется: с востока на запад происходит смена алевритовых пород более глинистыми, отражая соответствующие седиментационные и тектонические условия в раннем мелу (Нежданов, 1979).

Крупные многопластовые залежи нефти известные в песчаных пластах верхнего валанжина и готерива–баррема в пределах Сургутского палеосвода генетически связаны с геологическим развитием вмещающих их структур.

Приложение 1