1. Каковы структуры, текстуры, условия геологического залегания и образования гипсов и ангидритов?

2. Что относится к основным типам хлоридных пород и каковы условия их обра­зования?

3. Что известно об условиях и обстановках возникновения эвапоритов и какова роль эвапоритов в нефтеобразовании?

4. Каковы признаки классификации и происхождения фосфатных пород?

5. Каковы состав, структуры и происхождение алюминиевых пород?

6. Каковы состав, структуры и происхождение железистых пород и руд?

7. Каковы состав, структура и происхождение марганцевых пород?

Раздел Ш. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ

Глава 12. Общая характеристика

Нефтегазоносные комплексы (НГК) представляют собой генети­ческие подразделения самого высокого ранга в разрезе нефтегазо­носных бассейнов. Под НГК большинство исследователей понимают толщи с определенным составом пород, характеризующиеся набором специфических черт. Комплексы часто обладают природными резер­вуарами различных типов и каждый из них содержит нефти с опреде­ленным геохимическим составом. Источник нефти (газа) может быть внутри комплекса и (или) УВ могут поступать в комплекс извне. Если комплекс отражает какой-либо этап развития крупного тектоничес­кого элемента, он рассматривается одновременно как осадочная геологическая формация. Характер комплексов, их взаимовлияние меняются в процессе развития осадочно-породного бассейна в связи с изменением свойств отложений в ходе катагенеза.

Нефтегазоносные комплексы являются совокупностью геологи­ческих тел, в том числе более проницаемых, благоприятных для обра­зования залежей, и плохо проницаемых, способствующих консерва­ции залежей. Поскольку разные природные резервуары связаны с раз­личными геологическими формациями, есть смысл коротко остано­виться на последних. Термин "формация" впервые ввел в геологию немецкий естествоиспытатель А. Г. Вернер в 1781 г. В его трактовке это понятие отображало представление о естественной ассоциации (серии) горных пород в разрезе. Этот термин имел у А. Г. Вернера и стратиграфический смысл. Понятие о формации в качестве стратигра­фической единицы (примерно равной свите) сохранилось в США и ряде других стран. В большинстве случаев этот смысл был утрачен и поня­тие формации употребляется как общегеологическая категория. Основы современного представления о формации (геоформации) как историко-генетической категории были заложены М. Бертраном в 1894 г. Им было показано на примере Альп, что отрезки времени фор­мирования характерных толщ или формаций, например, таких как флиш или моласса, соответствуют определенным этапам развития региона (флиш - доскладчатый, моласса - после складчатости и начала горообразования). Таким образом, М. Бертран сделал понятие о формации стадийным, соответствующим определенной стадии, истори­ческим. Впоследствии этот подход был развит в трудах В.В. Белоусова, Н. Б. Вассоевича, В. Е. Хаина. В 1940 г. Н. Б. Вассоевич выразил мысль, что формация отражает не только определенную стадию развития, но и особенности этой стадии в применении к разным тектоническим зо­нам, таким образом, он добавил к стадиальному принципу зональный. Несколько другой подход принят в трудах сторонников так называе­мого парагенетического направления (Н. С. Шатский, Н. П. Херасков, Н. А. Крылов и др.). Под формацией эти авторы понимают естественные комплексы (ассоциации) горных пород, отдельные члены которых парагенетически связаны между собой как по горизонтали, так и по вертикали. Совместное нахождение, обусловленное образованием (парагенез), представляется единственным объективным критерием. Сторонники второго направления признают связь со структурами, эта­пами их развития, но эта связь по их мнению проявляется уже как ре­зультат субъективных суждений.

Формация с точки зрения системно-структурного анализа явля­ется сложной природной системой и занимает определенное место в ряду уровней организации материи между категориями "порода" и "литосфера Земли". Содержание понятия формация очень богато и его нельзя сводить к простой ассоциации пород. Во флише, например, наборы пород могут быть очень различными, но характер строения и способ образования, зависящие от структурно-геоморфологических условий, будут одинаковы. Эти, главным образом тектонические, условия и определяют облик флиша как формации. По определению В. Е. Хаина, формация - это естественное и закономерное сочетание горных пород (осадочных, вулканогенных, интрузивных), связанных общностью условий образования и возникающих на определенных ста­диях развития основных структурных зон земной коры. Автор данного определения показывает, что выделять категории формаций можно по разным признакам (литологическим, тектоническим, по обстановкам образования). Обобщающая классификация формаций по наиболее крупным геотектоническим элементам земной коры и с учетом клима­тических условий составлена В. Е. Хаиным (табл. 12). При характерис­тике формаций важна возможность практического использования (соленосные, угленосные формации). Различные аспекты изучения и подходы к выделению формаций могут с полным основанием рассмат­риваться как разные стадии их познания (или познание их свойств на разных этапах развития). Одним из важнейших свойств является нефтегазоносность, проявляющаяся в осадочных толщах. Выделяе­мые нефтегазоносные комплексы по-разному соотносятся с осадочны­ми (и некоторыми другими) формациями. Эти комплексы могут пол­ностью совпадать с формациями, являться их частями или охватывать несколько формаций (одна материнская, другая коллекторская, третья экранирующая). В качестве нефтегазоносных комплексов или части их выступают многие формации. Развитие процесса нефтегазооб- разования зависит от типа осадочной формации. В каждом типе су­ществуют свои условия для созревания УВ (при этом соседние форма­ции могут оказывать существенное влияние на эти процессы, что также является причиной для выделения комплексов).

	Эпиконтинентальные бассейны, платформенный чехол		Пассивные окраины континентов			Активные окраины континентов
Стадии развития	Гумидная эона	Аридная эона		Континентальная окраина (внутренняя часть) - пери- кратоииые опускания — миогеосинклииали			Континен­тальный склон- подножие — окраинные	Окраинные моря—островные дуги—желоба— эвгеосинклинали,		Океаны
				Гумидная	Аридная		моря; мезогео- синклинали, позже— передовые прогибы	позже — передо­вые прогибы
Конечная	Оэерно-аллювиаль- ная сероцветная формация с као­линитом, углями; красноцветная с бокситами	Пустынно-озерная красно- или пестро­цветная формация с карбонатами и сульфатами					Верхняя кон- тинентальиая грубая молас- са	Верхняя конти­нентальная грубая моласса Вулканогенная моласса
Поздняя 1	Паралическая угле­носная формация прибрежных равнин	Красноцветио-эва- поритовая форма­ция лагунного (ка- рабогазского) типа					Нижняя морс­кая моласса с эвксинской субформацией	Нижняя морская тонкая моласса
Поздняя 1	Эпиконтинентальная песчано-глииистая или кварцево-пес- чаиая формация с глауконитом	Эпиконтиненталь- ная карбонатно- терригенная форма- ция(с субформацией черных глин)					Терригенный флиш	Терригенный флиш		Гемипелагичес- кая терригенно- глинистая фор­мация

192

Эпиконтяиентальная	Эпикоктиненталь-	Неритическая	Неретическая	Карбонатный	Карбонатный	Пелагические гли
карбонаткая (изнест-	ная карбонатная	кремнисто-	карбонатная	флиш	флиш	нистая и крем-
няково-мергельная)	(известняково-	глинистая	формация			нисто-глинистая
формация	доломитовая)	фосфорито-	(кокколито-			формации абис-
	формация	носная фор­мация	форидовая и форамини- феровая с суб­формацией барьерных рифов			сальных котло­вин
Эпиконтинентальная	Эпиконтиненталь-	Пестроцветная	Битуминозная	Т ерригенный	Терригенный	Формации пелаги-
песчано-глинистая	ная карбоиаты-тер-	глинистая фор-	песчаио-гликис-	флиш	флиш	ческих известня-
или кварцево-пес-	ригенная форма-	мация с магне­	тая формация			ков и известня­
чаная формация с	ция с субформа-	зиальными	с субформаций			ковых турбиди-
глауконитом	цией черных глин	силикатами	черных глин и терригенно-кар- бонатная форма ция			тов срединных хребтов подня­тий в пределах тадассопленов
Паралическая угле-	Красноцветно-	Паралическая	Эвапоритовая фор	-Сланцево-		Эдафогенная
носная формация	эвапоритовая	угленосная	мация зрелого	граувакко-		формация
прибрежных	формация ла-	формация зре-	рифта (красно-	вая (аспид-		рифта
равнин	гунного (кара-	лого рифта	морского типа)	иая) форма-		Металлоносная
	богаэского)			ция		(эксгаляционкая)
	типа					формация рифто-
Озерно-аллюви-	Пустынно-озер-	Континен-	Обломочная фор-			вых зои
альная серо цвет-	ная красно- или	тальиая мопо-	мация зон (грабе-
ная формация с	пестроцветная	дых рифто-	новая)
каолинитом, уг­	формация с кар-	вых	Красно- или
лями; красноцвет-	бонатами и суль-	Сероцветная	пестроцветная
ная с бокситами	фатами	Красноцветная

7 - Ю. Бурлин и др.

Зрелая

Ранняя 2

Ранняя 1

Начальная

По вещественно-структурному признаку обломочные породы совместно с глинистыми и некоторыми другими входят в состав раз­личных формаций: песчано-глинистых морских, угленосных и субугле- носных преимущественно континентальных, молассовых, дельтовых, континентального склона и др.

Коллекторские свойства обломочных пород формируются практи­чески на всех стадиях литогенеза. Для слабо измененных пород преи­мущественное значение имеют процессы первых трех стадий: выветри­вания (гипергенеза), переноса (мотогенеза) и осаждения (седимен- тогенеза). Действительно, свойства будущих коллекторов определяют­ся составом исходного материала и условиями формирования отложе­ний. К последним относятся способ, энергетическая обстановка, дли­тельность во времени и расстояние переноса материала, тип водоема осаждения, его тектоническое положение и климат. Влияние многих этих факторов было рассмотрено в разд. I. Различные процессы диаге­неза, а затем катагенеза сильно преобразуют осадок, а затем - породу. Сформировавшиеся в результате структурно-текстурные особенности пород и будут определять характер и качество коллекторов.

Начиная с зоны гипергенеза, характер и глубина выветривания определяют облик и структурные особенности будущих отложений. При разрушении исходных пород разного состава образуются различ­ные совокупности минералов для будущих осадков. Источники мате­риала, за счет которого образуются обломочные породы, называются питающими провинциями. Кроме того, В. П. Батурин ввел понятие о терригенно-минералогических провинциях, т. е. областях развития обломочных пород, состоящих из определенного комплекса минера­лов, поступающих из питающих провинций. Терригенно-минералоги- ческие провинции бывают простые и сложные. В последние материал поступает из нескольких областей питания.

Во время выветривания материнских пород образуются частицы определенного минерального состава, размера и формы, и эти их осо­бенности сохраняются, если они не претерпевают длительного блуж­дания на путях переноса. Особенно часто такие ситуации складывают­ся в межгорных бассейнах, где накапливается неотсортированный, незрелый в структурном отношении материал, почти полностью на­следующий минеральный состав материнских пород, с частицами примерно той же формы, которую они приобрели при выветривании.

Для характеристики коллекторских свойств обломочных пород имеют значение все их составные части. Они определяют в целом структуру пород, в том числе структуру порового (пустотного) прост­ранства. В понятие структуры входят форма, размер, характер по­верхности зерен, соотношение отдельных компонентов. Очертания и

194

Кошайская пачка	Апт Готериа i X £ 03 <0 03 Берриас Волжский Нелловей-кимеоии
^осрормн(ачймовск'иX) 'сеrfcмо / /// ; ■' ' |'■
\.jf \! U- 1.,'' 14- |—-~j 5

Рис. 5O. Клиноформное строение пород ачимовской пачки в Западной Сибири.

I — битуминозно-глинистые баженовские литофации депрессионной (глубоководной) фор­мации; 2 — аргиллиты георгиевской свиты; границы: 3 — пластов, 4 - клиноформ, 5 — комплексов

форма зерен первоначально зависят от кристаллографических особен­ностей минералов. Формы зерен влияют на способ компоновки (упа­ковки) материала, что определяет характер поровых каналов. Даже такая на первый взгляд несущественная характеристика, как харак­тер поверхности зерен, влияет на фильтрацию. Наличие трещин спай­ности, зазубренных окончаний повышают адсорбционную способность поверхностей, затрудняют движение флюидов.

Материал (зерна) различного размера может быть ориентирован в породе по-разному. Одни зерна располагаются длинной осью парал­лельно направлению течения водного потока, другие, особенно плас­тинчатые, - почти перпендикулярно. При изучении ориентировки зерен необходимо обращать внимание на ее соотношение со слоис­тостью, поверхностями размыва и другими признаками. Обычно определение ориентировки зерен сочетается с изучением направления косой слойчатости. Ориентировку зерен можно определять методом магнитной восприимчивости, которая меняется в разных направлени­ях в зависимости от расположения материала.

Процессы рассортировки, дифференциации во время переноса и осаждения оказывают большое влияние на коллекторские свойства будущей осадочной породы. У более крупнозернистых пород более крупные поры. Чем выше окатанность и однородность материала обломков, тем поры будут иметь более изометричную форму, проще будет структура порового пространства.

Такие параметры, как средний диаметр, коэффициент отсортиро- ванности, имеют большое значение для определения коллекторских свойств пород. Отсортированность зерен в обломочных породах в зна­чительной степени влияет на их емкостные и фильтрационные свойст­ва. Это проявляется на кривых зависимости коэффициента пористости

195

от коэффициента отсортированности. Если данные для построения графика брать по образцам с близким средним диаметром и количест­вом цемента, то точки расположатся вдоль кривой типа параболы. Немаловажное значение для формирования коллекторских свойств имеет также цемент. В зависимости от строения природных резервуа­ров, сочетаний их внутри комплексов с другими породами характер их дальнейших преобразований будет различным.

Платформенные морские терригенные формации представляют широкие и протяженные полосы, имеющие в поперечном разрезе ха­рактер весьма уплощенных линз толщиной в десятки и сотни метров. По бокам эти полосы окаймляются преимущественно континенталь­ными отложениями, развитыми в пределах древних поднятий, или глинистыми и глинисто-карбонатными - в пределах депрессий. Внутри линзы ритмично чередуются песчаники, алевролиты и аргиллиты, иногда известняки. В нижней части комплекса состав песчаников более грубозернистый, гравелитистый, в верхней части материал более мелкозернистый, преобладающими являются алевролиты. Такие комплексы подробно охарактеризованы Н. А. Крыловым, А. К. Маль­цевой, М. Я. Рудкевичем и другими исследователями. По данным

Н. А. Крылова и А. К. Мальцевой, песчаники таких комплексов на древних платформах в основном кварцевые, зернистость и степень отсортированности различны, наилучшие они в зонах перемывов и действия древних потоков. Глинистое вещество аргиллитов и всех типов алевролитов представлены в основном гидрослюдой и каолини­том. В цементе обломочных пород, кроме глинистого материала, значительную долю составляют также карбонаты и железистые образования. Примером морской терригенной нефтегазоносной толщи (формации) на древних платформах является среднедевонский комп­лекс Урало-Поволжья. Он содержит целый ряд нефтеносных песча­но-алевритовых пластов, являющихся основными продуктивными горизонтами на многих месторождениях Волго-Уральской провинции (продуктивные пласты Ду в эйфельском ярусе; Д,,, Д,„, Д„ в живетс- ком ярусе; Д, Д₀, Д-К в нижнефранском подъярусе). Породы нижне- франского подъяруса верхнего девона отнесены к среднедевонскому комплексу по литологическому единству. Пористость и проницаемость песчаных и алевролитовых коллекторов составляет в среднем соответ- ствено 19-21% и 0,5 мкм². с рассматриваемым комплексом связано ранее супергигантское Ромашкинское, а также Шкаповское, Белебеев- ское и другие месторождения. Основные залежи приурочены к плас­там Д1 и Д0 пашийского и кыновского горизонтов нижнефранского яруса.

Песчано-глинистые толщи молодых платформ, наряду со сходст­вом, имеют и существенные различия. Нефтегазоносность связана в основном с мезозойскими отложениями. Основная продуктивная

неокомская толща Среднего Приобья в Западной Сибири представле­на чередованием преимущественно песчаных и глинистых пачек. Одна из наиболее мощных и выдержанных глинистых пачек - кошайская свита аптского возраста как бы венчает разрез комплекса. Две другие глинистые пачки - сармановская и чеусинская, залегают в нижней части готеривских отложений. В нижней (валанжинской) части разреза строение песчано-глинистого комплекса становится более сложным. Здесь он имеет уже не параллельно слоистое, а "косослоистое" клино­формное строение. В наибольшей степени это заметно в отложениях берриасского возраста, в так называемой ачимовской пачке (рис. 50). Образование ее, очевидно, связано с боковым наращиванием (програ­дацией) на континентальной окраине, что не характерно для внутрен­них частей платформ. Таким образом, можно различать комплексы шельфа и континентального склона. Подобные клиноформные комп­лексы выделяются и в Предкавказье на Скифской платформе. При этом ориентировка клиноформ зависит от направления сноса в разное время.

В пределах Среднего Приобья выделен ряд клиноформ с глинис­тыми пачками в основаниях. С востока на запад молодые клиноформы частично перекрывают более древние. В региональном плане все они протягиваются полосами юго-юго-западного и северо-северо-восточно- го простирания. Ширина закартированных клиноформ от 25 до 75 км. Толщина в наиболее расширенной части от 130 до 410 м. Нефтяные залежи в ачимовском комплексе принадлежат к разным клиноформам Выявленные клиноформы, имеющие собственные названия, и особен­ности распространения пачек внутри них, дают возможность наметить направления при поисках новых скоплений. По мнению О. К. Мкртчя­на и других, каждая крупная клиноформа может рассматриваться в определенном смысле как относительно автономная нефтегеологичес­кая система.

С отложениями молодых платформ наиболее тесно связаны глау­конитовые терригенные и другие родственные глауконитсодержащие формации (меловая, опоковая). Наиболее широко развиты глауконито­вые платформенные формации позднего мела и эоцена. Нефтегазонос­ная меловая глауконитовая формация эпипалеозойских плит юга СССР протягивается от Крыма до Тянь-Шаня. С ней связаны газокон­денсатные месторождения Бйско-Березанского района в Западном Предкавказье, нефтяные залежи Прикумского района Восточного Предкавказья и газовые залежи крупного Газлинского месторождения Узбекистана. Породы формации имеют кварцевый и глауконито-квар- цевый состав (содержание кварца 60-70%, глауконита - до 20%). Коллекторские свойства песчаных горизонтов весьма высокие. Про­ницаемость достигает (1,5 - 2) 10^-12 м² ,открытая пористость на Газлинс- ком месторождении 20-32%. Глауконитовые формации эпипалеозойс- ких плит развиты в северном и южном полушариях. Они являются нефтегазоносными в бассейнах Австралии. С континента они, по-види­мому, протягиваются под воды океанов.

Существенное значение для нефтегазоносности имеют угленос­ные, главным образом субугленосные толщи. В СССР и других районах мира они широко развиты в отложениях палеозоя и мезозоя, в боль­шинстве случаев на платформах и в меньшей степени - в более под­вижных областях. Сложены эти толщи переслаиванием алеврито-пес- чаных и глинистых пород с подчиненным содержанием карбонатов. Преобладающим генезисом является континентальный и прибреж­но-морской, для отложений характерна полифациальность. Преимуще­ственно гумусовый состав OB предопределяет в основном генерацию газа, однако контакт с другими отложениями может обеспечить и нефтенакопление. На древних платформах, где формирование отложе­ний происходило в условиях выровненного рельефа при активном воз­действии химического выветривания, разложение неустойчивых минералов привело к преобладанию двухкомпонентного (кварц, полевой шпат) или даже мономинерального кварцевого материала. Широкое развитие имеют каолинитовые глины.

На молодых тектонически более подвижных плитах породы в основном полимиктового состава. Здесь субугленосные формации особенно характерны для основания чехла (например, нижняя и средняя юра Предкавказья и Западной Сибири). Это толщи сероцветов, занимающие в прогнутых зонах обширные пространства. Мощность их составляет сотни метров и первые километры. Подобный характер присущ иногда и переходным промежуточным комплексам между фундаментом и чехлом. Однако угленосные и субугленосные толщи играют важную роль и в вышележащих регрессивных частях разрезов. Таковы субугленосная формация апта-сеномана Западной Сибири и верхи нижнего карбона Русской платформы. Наиболее благоприятны­ми для нефтенакопления являются фации прибрежно-морские, лагун­ные, аллювиальные, дельтовые, а в ряде случаев отложения крупных озер.

Среди пород аллювиально-руслово-дельтового типа преобладают песчаники и алевролиты, для которых весьма характерны косая слоис­тость, невыдержанность по мощности и преимущественно линзовид­ная форма залегания. Наиболее частое изменение в гранулометричес­ком составе и количественном соотношении песчаных и глинистых разностей наблюдается среди аллювиально-русловых отложений. Невыдержанность мощности разреза угленосных толщ, низкая сорти­ровка материала, полимиктовый состав и другие особенности опреде­ляют неравномерное распределение коллекторских свойств и часто их низкое значение. Наряду с тем, что угленосные и, в особенности, субугленосные отложения - природные резервуары, они и источники 198 газообразных УВ и насыщают ими вышележащие комплексы. Приме­ром является газоносность континентальных пород нижней перми (месторождение Слохтерен в Голландии, многие месторождения Се­верного моря), формирование которых произошло вследствие мигра­ции газа из подстилающих угленосных пород карбона. В СССР наибо­лее известными нефтяными месторождениями в самих угленосных толщах являются Узеньское на Мангышлаке (нижняя и средняя юра) и Арланское в Волго-Уральской провинции (угленосная свита нижнего карбона, рис. 51). Особенности распределения нефтесодержащих песчаников зависят от строения песчаных тел, которые представляют типичные русловые тела (рис. 52).

Хорошим примером регионально нефтегазоносной субугленосной сероцветной толщи является песчано-глинистый полифациальный комплекс, залегающий в основании чехла Скифской, Туранской и Западно-Сибирской плит. Как отмечают Н. А. Крылов и А. К. Мальце­ва, сероцветные комплексы с четко выраженной цикличностью строе­ния представлены в упомянутых регионах геологическими телами, имеющими вид очень крупных линз толщиной свыше 2 км в централь­ных частях. Наиболее полные разрезы установлены в Усть-Енисейс- кой синеклизе Западной Сибири, в Амударьинской впадине Туранской плиты и в Восточно-Кубанской впадине на Скифской плите. В составе наиболее насыщенных нефтью и газом песчано-глинистых толщ сме­шанного генезиса широко распространены отложения прибрежные и мелководно-шельфовые, дельтовые, аллювиальные и озерные. Четкое разделение аллювиальных и озерно-болотных отложений затруднено из-за частого чередования в разрезе и изменчивости по латерали. Быстро меняются и коллекторские свойства. В Западной Сибири к рас­сматриваемой категории комплексов относят нижне-, среднеюрские отложения. Это прибрежно-морские и континентальные субугленосные образования.

Существование прибрежно-морских паралических и обширных озерных бассейнов обусловило переслаивание, часто линзовидного характера, песчаников, алевролитов и аргиллитов, обогащенных уг­листым детритом, с прослоями углей. В центральной части Западной Сибири субугленосный комплекс выделяется как тюменская свита, представленная частым ритмичным чередованием линзовидных пластов песчаников, алевролитов, аргиллитов с углями. Повышенные мощности песчаников связаны с древними руслами рек. Две крупные речные артерии выявлены в Ханты-Мансийской синеклизе и в Колто- горско-Уренгойской системе прогибов. Иногда в разрезе свиты фикси­руются более или менее протяженные глинистые пачки, но в целом тю­менская свита представляет единый сложно построенный природный резервуар, как отмечают М. Я. Рудкевич и др. Качество коллекторов во многом зависит от типа фаций. В целом емкостные и фильтрацион­ные свойства ухудшаются от периферии к центру бассейна. , _{9 9}

Рис. 51 Геологический профиль Арланского месторождения:

J — известняки; 2—аргиллиты; 3—песчаники; 4 — углисто-глинистые сланцы и угли; 5—залежи нефти; 6—водонефтяной контакт

Рис. 52. Скопления нефти в песчаных телах погребенных русел.

1 - нефтяные залежи; толщина песчаников,

м: 2 - 6 - 20, 3 - 20 - 40, 4 - 40 - 80, 5 - бо­лее 80

В разрезах как древних, так и молодых платформ и реже геосин­клиналей пестроцветные (красноцветные) континентальные толщи играют, наряду с угленосными и субугленосными, определенную роль как аккумуляторы УВ. Пестроцветные толщи в отличие от угленосных чаще формируются в условиях аридного климата. Типичным приме­ром красноцветной песчано-глинистой нефтегазоносной толщи явля­ется красный лежень (ротлигендес) нижней перми на Западно-Евро­пейской платформе. Ротлигендес перекрывается соленосной формаци­ей цехштейна и образует одну из главных продуктивных зон в разрезе бассейна Северного моря. Известны нефтегазоносные красноцветы в триасе Тимано-Печорского бассейна, в девоне Предаппалачского прогиба в Америке, в некоме Средней Азии и в других районах. Пестроцветные отложения, так же как и угленосные, чаще всего полифациальны, в них перемежаются лагунные, аллювиально-озерные и дюнные образования пустынь. Состав пород полевошпатово-кварце­вый с железисто-глинистым и карбонатным цементом. Лучшие коллекторы связаны с хорошо отсортированными эоловыми отложениями погребенных барханов. Продуктивность в пестроцвет­ных толщах вторична. Для питания углеводородами им необходим контакт с нефте- или газоматеринскими отложениями,как, например, в Северном море, где ротлингендес перекрывает в ряде случаев угленос­ную толщу карбона. В совокупности они образуют нефтегазоносный комплекс.

Природные резервуары передовых прогибов перед горно-склад­чатыми сооружениями и в межгорных впадинах отличаются по своему составу и происхождению от платформенных. Образуются они в раз­личных условиях более активного чем на платформах тектоническо­го режима. Это приводит к пестроте генетического и минерального состава и накоплению значительных по толщине, часто до нескольких километров, свит. В то же время интенсивная тектоническая диффе­ренциация зон поднятий и прогибов отражается в значительном разно­образии (больших градиентах) мощностей. При формировании отложе­ний в передовых прогибах сказывается также влияние граничащих с ними более стабильных платформенных блоков, откуда также посту­пает материал, имеющий для подвижной геосинклинальной зоны характер аллохтонного, принесенного извне. Это сказывается на составе коллекторов, на повышении их однородности, мономинераль- ности.

На орогенических этапах основным формационным комплексом является моласса, которая обладает практически повсеместной нефте- газоносностью. В особенности это касается нижней молассы (шлира), которую называют также тонкой молассой. Это важнейший нефтегазо­носный комплекс передовых прогибов. Среди пород по составу преоб­ладают песчано-глинистые разности. Примерами нижней нефтеносной молассы предгорных бассейнов являются миоценовые толщи в Средне­каспийском и Азово-Кубанском бассейнах. Те части этого комплекса, которые формировались на платформенном борту, имеют сходство по характеру тел и составу с платформенными песчано-глинистыми фор­мациями морского шельфового происхождения. В верхней более гру­бой молассе нефтегазоносность отмечается реже, преобладающей явля­ется газоносность. Характер развития бассейнов на заключительном орогенном этапе иногда приводит к возникновению в них соленосных толщ. С последними коррелируются красноцветные толщи, например, в составе моласс Ферганской впадины или свиты верхнего фарса в Месопотамском прогибе. Молассовые комплексы могут содержать также покровы эффузивов.

В последнее время все большее внимание с точки зрения нефте- газоносности привлекают формации континентальных окраин. Нефте­газоносные комплексы формируются здесь в условиях различных тек­тонических режимов, из которых наиболее характерными являются два. Один из них связан с пассивными, другой - с активными окраи­нами. Общее для них состоит в том, что они в обоих случаях принад­лежат к поясам так называемой лавинной седиментации с повышен­ными скоростями накопления и большой толщиной отложений. По ос­новным чертам генезиса и в том,и в другом случае можно выделить образования дельт и континентального склона.

Наиболее крупные нефтегазоносные дельтовые комплексы извест­ны на пассивных континентальных окраинах. В структурном отноше­нии дельтовые комплексы приурочены к крупным, поперечным к краю континента, депрессиям, многие из которых развивались на фоне грабенов. Дельтовое тело зачастую перекрывает переходную зону от континентальной к океанической коре. Наиболее крупные нефтегазо­носные комплексы известны в дельтах рек Маккензи и Миссисипи в Северной Америке и р. Нигер на западе Африки. Нарастание дельты, наложение тел разных этапов развития определяют разнообразие форм природных резервуаров. Состав пород полевошпатово-кварцевый, размерность и характер отсортированности сильно дифференцированы. Отмечается пестрота и в распределении коллекторских свойств, в

1. промытых отложениях проток они высокие.

Преимущественно дельтовой по образованию является известная продуктивная толща плиоцена на Апшеронском п-ове. В отличие от условий вышеназванных дельт образование отложений здесь проис­ходило в подвижной расчлененной краевой зоне геосинклинали. Но, наряду с накоплением "местных" осадков, большое количество обло­мочного материала приносилось палеоВолгой (по В. П. Батурину) и с платформы, и это отразилось на составе. На базальном грубообломоч­ном горизонте залегают кварцевые пески. Выше в разрезе основную роль играет переслаивание песков с глинами. Породы, образовавшиеся при высокоэнергетических режимах осадконакопления, обладают повышенными коллекторскими свойствами.

Специфические комплексы образовались на тех участках конти­нентального склона, где действовали (а иногда и действуют) высоко­скоростные потоки. Наиболее ярко они выражены на активных окраи­нах, особенно в условиях деструкции и интенсивной вертикальной тектонической дифференциации (наличие уступов, крутых склонов на так называемых бордерлендах). Наиболее изученной в настоящее вре­мя в этом отношении является калифорнийская часть континенталь­ной окраины Северной Америки.

Седиментогенез на континентальных склонах приводит к форми­рованию линейно-вытянутых песчаных тел, которые становятся резервуарами для флюидов. С ними связаны месторождения многих прибрежных калифорнийских нефтегазоносных бассейнов. Причина локализации этих тел - интенсивный снос материала с крутых скло­нов по каньонам до больших глубин с образованием глубоководных конусов - фэнов. Питаемая каньонами система есть и была обычной для деструктивной западной окраины Северной Америки. Это отра­жено на схематической карте (рис. 53). Отложения фэнов занимают обширные пространства, порой перекрывая друг друга. Грубые, часто промытые отложения канала верхнего фэна образуют вытянутые тела в несколько километров (до первых десятков) длиной и несколько сот метров по мощности. В активные периоды потоки русла врезаются в

Рис. 53. Система склоново-потоко­вых образований на калифорнийс­ком бордерленде.

1 — современные долины; 2 — песчаные тела; 3 — глинисто-алеври­товые отложения; 4 — погребенные долины неогенового возраста

более тонкие смежные отложения, врезы заполняются грубым мате­риалом, который запечатывается с боков.

Помимо участков континентального склона и подножия в усло­виях резкой дифференциации подводного рельефа в опущенных по разломам блоках формируются вытянутые глубоководные троговые долины. Поступающий в них материал разносится течениями вдоль осевых частей. В условиях повышенной гидродинамики материал сортируется, при этом глинистые фракции вымываются. Наиболее отсортированный песчаный материал скапливается в центральных осевых частях этих долин. В бассейнах такого типа хорошие коллекто­ры связаны с относительно глубоководными фациями. Примером являются песчаники репето месторождения Вентура в Калифорнии. Таким образом, условия лавинной седиментации на бордерлендах, связанной с промытостью отложений, приводят к формированию тер- ригенных коллекторов с высокими свойствами.

Глинистые породы составляют неразрывную часть терригенных комплексов, выступая как флюидоупоры, но иногда и как коллекто­ры. Глинистые коллекторы рассматриваются в особом разделе.