Локальная тектоника Сахалина

  Главная       Учебники - Геология      Нефтегазовая геология сахалинского региона (Харахинов В.В.)

 поиск по сайту     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   80  81  82  83  84  85  86  87  88  89  ..

 

 

4.6. Локальная тектоника Сахалина

Локальный тектонический контроль нефтегазонакопления в Сахалинском регионе осуществляется, в основном, структурными ловушками различного типа: антиклинальными, дизъюнктивными и тектоно-седиментационными.

Антиклинальные ловушки нефти и газа контролируют большинство скоплений углеводородов региона. Морфологический их облик зависит от кинематики «материнских» дизъюнктивов и интенсивности складкоформирующих напряжений в их пределах. В пределах крупных разломных зон, характеризующихся повышенной проницаемостью земной коры и нижних горизонтов осадочного чехла, формируются высокоамплитудные (свыше 100 м), отличающиеся значительными размерами (площадью в 50-150 км2) брахиантиклинальные складки. К ним относится большинство антиклиналей присахалинского шельфа. По своей генетической сути они являются производными симбиоза флюидной и сдвиговой тектоники. На ранних этапах олигоцен-раннемиоценового тектогенеза присдвиговые напряжения создали регматическую сеть, контролирующую проницаемые трещинные зоны нижних горизонтов кайнозойской осадочной толщи. Для последних характерна интенсивная сбросовая нарушенность (рис. 117-119), в некоторых случаях при дальнейших тектонических подвижках трансформированная во взбросовую (рис. 120) и сдвиговую (рис. 121). Вне разломов в результате активизации позд-немиоцен-плиоценовых сдвиговых напряжений в пределах олигоцен-раннемиоценовых проницаемых зон в результате флюидодинамических процессов формируются крупные антиклинальные структуры, почти лишенные в верхних горизонтах осадочной толщи разрывных дислокаций. При этом активизация некоторых «старых» дизъюнктивов приводит к образованию малоамплитудных сбросов, наследующих «старые» швы (фиг. 46, 47, вклейка). Активизируются и ранее сформированные субвертикальные зоны деструкции (СЗД), превращаясь в «трубы» углеводородной дегазации. Возможно, что подобные локализованные деформации являются основными нефтегазоподводящими каналами из глубоких нефтегазопродуцирующих горизонтов.

 

Характерно, что в пределах большинства месторождений и перспективных объектов присаха-линского шельфа обнаружены сейсморазведочными работами 2D и 3D подобные флюидодинамические структуры.

В зонах активного действия Срединно-Сахалинского, Хоккайдо-Сахалинского, Пограничного, Центрального и Западно-Сахалинского мегасдвигов и сдвигов меньшего ранга, периоды которого импульсивно происходили в течение всей кайнозойской истории, роль декстрального тектогенеза при формировании антиклинальных складок резко возрастает. При этом в районах влияния транстенсионной тектоники плиоценовых этапов развития сбросовые листроны предыдущих этапов структурообразования трансформируются во взбросо-надвиги, генетически обусловившие образование интенсивно дислоцированных брахиформных антиклиналей (фиг. 48, вклейка). Наибольшая деформированность характерна для структур, сформированных в зонах мегасдвигов. При удалении от них интенсивность складчатых и дизъюнктивных дислокаций ослабевает. Продольные взбросо-надвиги, обычно развитые вдоль восточных надвигов меганти-клиналей, обязанных им своим происхождением, сопровождаются присдвиговыми сбросами, разделяющими складчатые формы на блоки различных размеров и очертаний. Коэффициент дизъюнктивной нарушенности (Кн), определяемый как отношение протяженности разрывных нарушений к площади складки, для нефтяных и нефтегазовых месторождений не превышает 3,0.

Высокая степень нарушенности (Кн~2,0-3,0) присуща локальным структурам, расположенным в зонах Восточно-Сахалинского, Хоккай-до-Сахалинского и Западно-Сахалинского разломов. Более высокий уровень дислоцирован-ности (Кн~2,8-3,2) присущ лишь приразломным антиклиналям Центрально-Сахалинского разлома. На этих участках можно предположить решающее значение разрушающего фактора дизъюнктивов. Локальные складки с К~2,0-3,2 разделены на целый ряд блоков различных размеров и очертаний диагональными сбросами и сбросо-сдвигами с амплитудами в 50-150 м и с углами падения плоскостей смесителей в 60-85°. В своем большинстве дизъюнктивы приурочены к диапазону залегания нижнеокобыкайских
и дагинских отложений. Нарушенность верхнемиоценовых пород обычно значительно меньше как по количеству (в 4-6 раз) дизъюнктивов, так и по размаху (в 2-10 раз) вертикальных перемещений блоков.

Большинство локальных складок внераз-ломных зон острова и присахалинского шельфа характеризуются невысокой степенью нарушенности (К ~0,1-1,0). Наибольший уровень дислоцированное™ при этом приурочен к участкам распространения среднемиоценовых пород.
 

 

 

 

 

Рис. 117. Северо-Сахалинский бассейн. Структурные карты Лунского месторождения (1) и Южно-Киринской (2) антиклинали по кровле дагинского горизонта

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 119. Северо-Сахалинский бассейн. Южно-Киринская антиклиналь. Сейсмогеологический профиль

Расположение профиля показано на рис. 86

 

 

 

 

 

Рис. 120. Северо-Сахалинский бассейн (шельф Северо-Восточного Сахалина). Лагунная (Лозинская) антиклиналь.
Сейсмогеологический профиль.
Показано строение различных структурно-стратиграфических комплексов в пределах антиклинальной ловушки нефти и газа

 

 

 

Рис. 121. Северо-Сахалинский бассейн (Сахалинский залив). Астрахановская меган гиклиналь. Пример строения сдвиговой зоны
1 - карта изохрон отражающего горизонта внутри средне-верхнемиоценового комплекса, 2 - сейсмогеологический профиль