Глава 3. Нефтегазоносные комплексы 66

Регрессивная фаза этого цикла начинается с формирования артинско-кунгурской глинисто-карбонатной пачки на платформенной части территории ТП НГБ и мощной флишевой, переходящей в молассовую, песчано-глинистой толщи - в начинающем прогибаться Предуральском краевом прогибе (угленосной - на севере прогиба и сульфатно-соленосной -на юге его). Продолжается регрессивная фаза формированием мощной молассовой толщи песчано-глинистых, преимущественно континентальных, и в Предуральском прогибе угленосных пород верхней перми.

С регрессивной фазой связана континентальная триасовая глинисто-песчаная толща.

Отложения визейско-триасового цикла делятся на пять литолого-стратиграфических комплексов.

Нижняя песчано-глинистая пачка выделена как кожимский трансгрессивный терригенный ЛСК.

Тульская глинисто-карбонатная и алексинско-нижнепермская карбонатные толщи, а также мелководно-шельфовые карбонаты артинского яруса объединены в окско-нижнепермский трансгрессивно-регрессивный карбонатный ЛСК. В составе последнего выделяются два ЛСПК: окско-верхнекаменноугольный карбонатный и ассельско-артинский карбонатный. Их разделение обусловлено значительными формационными различиями, связанными с влиянием на формирование последнего обширной некомпенсированной впадины на северо-востоке бассейна. Это привело к развитию рифогенной формации на ее бортах и маломощной депрессионной формации сезымских глинистых карбонатов - внутри впадины.

Артинско-кунгурская сульфатно-терригенно-карбонатная толща выделена в ранг одноименного регрессивного сульфатно-терригенно-карбонатного ЛСК, во-первых, как резко отличающаяся формационно набором специфических флишевых, молассовых, угленосных и соленосных формаций, от выше- и нижезалегающего ЛСК, во-вторых, как имеющая объем пород, сопоставимый с другими ЛСК и даже превышающий их. Скорость осадконакопления достигала в Предуральском краевом прогибе 300 м/млн.лет. При этом, нижняя граница сульфатно-терригенно-карбонатного ЛСК по возрасту является асинхронной, скользящей от подошвы артинского яруса в осевой зоне Предуральского краевого прогиба до подошвы кунгурского - на платформе.

Тимано-Печорский научно-исследовательский центр

Глава 3. Нефтегазоносные комплексы 67

Верхнепермская и триасовая песчано-глинистые толщи представляют собой одноименные регрессивные терригенные ЛСК, разделенные стратиграфическим перерывом.

Юрско-раннемеловой цикл седиментогенеза начинается после общего предъюрского перерыва в осадконакоплении. В начальную трансгрессивную фазу происходит отложение ранне-среднеюрской прибрежно-морской преимущественно песчаной толщи. Фазе максимальной трансгрессии отвечает келловейско-волжская песчано-глинистая формация. В регрессивную фазу была сформирована неокомская глинисто-алевритовая пачка.

Отложения юрско-раннемелового цикла объединены в один литолого-стратиграфический комплекс.

Поздний мел-неоген-четвертичный цикл седиментогенеза не оказал какого либо существенного влияния на формирование нефтегазоносных толщ в ТП НГБ. Поэтому в отчете он не рассматривается.

Промышленная нефтегазоносность и нефтегазопроявления распространены по всему разрезу палеозоя и нижней части мезозоя (триас). Распределение нефтегазоносности по разрезу, в первую очередь, определяется структурными этажами или этажами нефтегазоносности. Участвующие в строении структурных этажей (или этажей нефтегазоносности) геологические формации при наличии у них необходимых свойств и возможностей для генерации УВ, их миграции, формирования и сохранения залежей могут быть квалифицированы в качестве нефтегазоносных. В "Методических указаниях..." (1983) понятие о нефтегазоносной формации сформулировано как "естественно-историческая ассоциация горных пород, генетически связанных между собой во времени и пространстве по региональным палеогеографическим и палеотектоническим условиям, благоприятным для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления".

В практике поисково-разведочных работ и особенно при сравнительной прогнозной оценке перспектив нефтегазоносности широко используется такая единица вертикальной зональности как нефтегазоносный комплекс (НГК). Критерии выделения НТК и принимаемые при этом границы и объемы пока уверенно не разработаны. Под НГК в "Методических указаниях..." (1983) подразумевается "литолого-

Тимано-Печорский научно-исследовательский центр