Пограничные структуры платформ черноморско-каспийского региона
На правах рукописи
БОНДАРЕНКО Николай Антонович
ПОГРАНИЧНЫЕ СТРУКТУРЫ ПЛАТФОРМ
ЧЕРНОМОРСКО-КАСПИЙСКОГО РЕГИОНА
Специальность 25.00.01 – общая и региональная геология
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени
доктора геолого-минералогических наук
Саратов – 2009
Работа выполнена на кафедре региональной и морской геологии
| Научный консультант | – | чл.-корр. АН ВШ, доктор геол.-мин. наук, профессор Соловьев Владимир Алиевич ГОУ ВПО Кубанский государственный университет 350040 г. Краснодар, ул. Ставропольская, 149 | |
| Официальные оппоненты | – – – | доктор геол.-мин. наук, зав. кафедрой геологии нефти и газа, профессор Сианисян Эдуард Саркисович ФГОУ ВПО Южный федеральный университет 344090 г. Ростов-на-Дону, ул. Зорге, 40 доктор геол.-мин. наук, профессор Огаджанов Виктор Александрович Нижневолжский НИИ геологии и геофизики 410600 г. Саратов, ул. Московская, 70 доктор геол.-мин. наук, профессор Волкодав Игорь Георгиевич ГОУ ВПО Адыгейский государственный университет 385000 Адыгея, г. Майкоп, ул. Первомайская, 208 | |
| Оппонирующая организация | – | ГОУ ВПО Астраханский государственный университет 414056, г.Астрахань, ул.Татищева, 20а геолого-географический факультет | |
Кубанского государственного университета (КубГУ)
Защита состоится 3 апреля 2009 г. в ____ час. на заседании диссертационного совета Д 212.243.08 при ГОУ ВПО Саратовский государственный университет по адресу: 410012, г. Саратов, ул. Астраханская, 83, геологический факультет. 1 корп., ауд. 53. Тел./факс: (845-2) 51-69-52.
С диссертацией можно ознакомиться в зональной научной библиотеке Саратовского государственного университета по адресу: 410000, г. Саратов, ул. Университетская, 42.
Автореферат разослан “____” _____________2009 г.
| Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геол.-мин. наук | О.П. Гончаренко |
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. Несмотря на длительную историю изучения Черноморско-Каспийского региона, многие принципиальные вопросы геологического строения этой сложно построенной территории остаются до конца не решенными. Анализ накопленных к настоящему времени геолого-геофизических данных по строению юго-востока древней Восточно-Европейской платформы и молодой Турано-Скифской плиты, а также Черноморской плиты позволяет по-новому оценить существующие проблемы тектонического районирования гетерогенных структур исследованного региона. Особое значение при этом имеет решение теоретической задачи по разработке методики принципов систематики, переходных или пограничных между этими платформами структур, среди которых, как известно, рассматриваются Прикаспийская синеклиза (впадина), Индоло-Кубанский и Терско-Каспийского прогибы Предкавказья.
Обнаруженная пространственная локализация нефти и газа к нефтегазоподводящим каналам в виде глубинных разломов позволяет по-новому оценивать углеводородные ресурсы пограничных структур Черноморско-Каспийского региона и определяет целесообразность дальнейшего проведения здесь региональных геологоразведочных работ. Очевидно, что для успешной реализации проектов выявления скоплений углеводородов (УВ) необходимо иметь надежную тектоническую модель пограничных структур, отвечающую современным представлениям о геологическом строении их главных платформообразующих комплексов. Кроме этого, известно, что сравнение геологического строения удаленных тектонических структур – эффективный метод прогноза месторождений полезных ископаемых. Поэтому установление эквивалентов пограничных структур платформ в регионах, где запасы УВ разведаны, актуально для оценки перспектив нефтегазоносности юга России. Не меньшее значение имеет и обратная связь: по аналогии с пограничными структурами этой территории могут быть оценены перспективы нефтегазоности других подобных регионов.
Цель работы – теоретическое обоснование строения геологического пространства пограничных структур платформ Черноморско-Каспийского региона путем создания их типологических моделей. На основе разработанных принципов типизации пограничных структур установление их структурных аналогов в других нефтегазоносных областях и прогнозирование возможных новых объектов скоплений нефти и газа.
Направление исследований:
1. Обзор принципов тектонического районирования и систематик пограничных структур.
2. Расшифровка слоистой структуры соседствующих платформ Черноморско-Каспийского региона по профилям–трансектам для раскрытия сочетаний тектонических комплексов в разрезе их пограничных структур.
3. Определение и исследование типов и видов пограничных структур платформ изучаемого региона.
4. Выявление структурных эквивалентов установленных типов и видов пограничных структур платформ в других регионах.
5. Прогноз скоплений нефти и газа на основе сравнительного анализа материалов по эквивалентным пограничным структурам платформ других регионов, а также на основе построения флюидодинамических моделей их нефтегазоносности.
Методы исследований. Методически работа основывалась на объемном геологическом картографировании и структурном профилировании. Выявление закономерностей строения платформ и их пограничных структур строилось на типизации имеющегося для изучаемой территории массива геолого-геофизического материала. Использование метода структурной эквивалентности позволило выполнить прогноз перспективных в нефтегазоносном отношении комплексов для конкретных типов и видов пограничных структур Черноморско-Каспийского региона.
Достоверность результатов базируется на использовании представительного фактического материала, обеспечивается корректностью постановки рассмотренных задач, а также сходимостью полученных теоретических результатов с имеющимися данными по нефтегазоносности эквивалентных пограничных структур.
На защиту выносятся:
1. Типизация и систематика гетерогенных структур земной коры Черноморско-Каспийского региона, рассматривающая их слоистую структуру как триаду главных платформообразующих комплексов.
2. Принципы систематики пограничных структур разновозрастных платформ Черноморско-Каспийского региона.
3. Выделенные типы и виды пограничных структур платформ региона, базирующиеся на определении их соседствующих элементов в плане и набору геологических комплексов в разрезе.
4. Результаты сопоставления платформообразующих комплексов выделенных пограничных структур Черноморско-Каспийского региона с аналогичными комплексами в структурах других регионов и прогноз их нефтегазоносности, основанный на принципе эквивалентности пограничных структур структурам с разведанными запасами углеводородов.
Научная новизна результатов исследования. На основе принятого в исследовании методологического подхода проанализированы гетерогенные структуры земной коры Черноморско-Каспийского региона и предложена новая тектоническая трактовка его строения. Это позволило предложить для изученного региона новый подход к систематике пограничных структур платформ и впервые определить их типы и виды. С учетом новых данных автором обоснованы типологические модели пограничных структур между Скифской плитой и Кавказом, между Кавказом, Крымом и Черноморской плитой, между Скифской плитой и Восточно-Европейской платформой. Впервые разработанные принципы систематики позволили аргументировано сопоставить платформообразующие комплексы выделенных пограничных структур Черноморско-Каспийского региона с аналогичными комплексами в структурах других регионов. На основе их эквивалентности спрогнозированы возможные новые объекты скоплений нефти и газа пограничных структур платформ юга России.
Практическое значение результатов работы. Разработанные в диссертации теоретические подходы послужат основой для переоценки перспектив старых нефтедобывающих районов в Черноморско-Каспийском регионе. Это даст возможность компаниям уменьшить степень риска бурения пустых скважин, поскольку в своей основе прогноз возможных скоплений углеводородов строится на эквивалентности разбуриваемых структур тем структурам, в которых уже найдены нефтяные или газовые месторождения. Выявленная закономерность между перспективными нефтегазоносными комплексами и типами пограничных структур представляет методологическую основу для планирования региональных геологоразведочных работ, в том числе и на морских акваториях.
Доказательством важности такого рода исследований, выступает финансовая поддержка работ в 2001–2007 гг. в виде грантов Минобразования РФ (№ Е02-9.0-85), Университеты России (№ ур.09.01.107) и РФФИ (№ 06-05-96693-р_юг_а).
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались и обсуждались на более чем 23 представительных конференциях и научных форумах. Среди них: Международная конференция “Закономерности эволюции земной коры” (Санкт-Петербург, 1996), Всероссийский съезд геологов и Научно-практическая геологическая конференция “Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века” (Санкт-Петербург, 2000), XXXIII тектоническое совещание “Тектоника России” (Москва, 2000), Всероссийская научно-практическая конференция “Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков” (Саратов, 2000), 7-ая международная конференция “Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа” (М., 2004), 2-ая и 3-я Международные конференции “Геодинамика нефтегазоносных бассейнов” (М., 2004, 2005), Международная конференция “Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей” (Геленджик, 2004), региональная научно-практическая конференция “Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федерального округов на 2006 и последующие годы” (Саратов, 2005), Юбилейная Y Международная научно-практическая конференция “Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии” (Астрахань, 2006), Международная конференция “Проблемы геологии и освоения недр юга России” (Ростов-на-Дону, 2006), XLI тектоническое совещание “Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики” (Москва, 2008) и др.
Публикации. Основные научные результаты диссертационного исследования раскрыты в 3 коллективных монографиях, в 7 статьях в ведущих научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК, в 47 публикациях в прочих реферируемых научных журналах и изданиях, рекламно-технических описаниях и тезисных сообщениях по материалам всероссийских и международных конференций и симпозиумов.
Фактический материал. Основу диссертационной работы составляют результаты исследований в рамках грантов Министерства образования РФ по научной отраслевой программе “Развитие научного потенциала высшей школы” (раздел “Университеты России”, № ур.09.01.107; 2001–2002) и по программе “Разработка перспективных технологий и приоритетных направлений научно-технического прогресса” (№ Е02-9.0-85; 2003-2004), а также гранта РФФИ “Систематика нефтегазоносных структур земной коры и геодинамические условия их формирования как основа поисков новых месторождений нефти и газа в Черноморско-Азовском регионе” (№ 06-05-96693-р_юг_а; 2006–2008).
В работе также использован материал полевых исследований, полученный автором в результате более 35-летнего изучения Юго-востока Русской и Скифской плит (1971–1994), Копет-Дага и юго-восточной части Кавказа (1989), а также С-З Кавказа и Предкавказья (1995–2007). В разные годы полевое изучение этих регионов имело как стратиграфическую, литологическую, палеогеографическую, формационную, геотектоническую, так и геолого-геофизическую направленность. Опыт преподавания, приобретенный с 1981 г. при чтении курсов “Структурной геологии и геокартирования”, “Геотектоники” и “Региональной геологии Северной Евразии” студентам-геологам Саратовского и Кубанского государственных университетов, также оказался полезным.
В работе использована геологическая информация, которая была получена в период 1996–2006 гг. в качестве соисполнителя научных проектов РФФИ в совместных экспедициях с сотрудниками: палеомагнитной лаборатории НИИ Геологии СГУ (Саратов), кафедры исторической и региональной геологии МГУ и кафедры региональной и морской геологии КубГУ (Краснодар).
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов, включающих семь глав и заключения. Объем работы 284 страницы текста. Он сопровождается 46 иллюстрациями, 7 текстовыми таблицами и списком литературы из 271 наименований.
Благодарности. Глубокую признательность автор выражает своему научному консультанту чл.-корр. АН ВШ, д.г.-м.н., проф. Соловьеву В.А. (КубГУ). Автор благодарен акад. РАЕН, д.г.-м.н., проф. Попкову В.И. (КубГУ), критические замечания которого по вопросам тектоники и геодинамике нефтегазоносных областей юга России и смежных регионов позволили более объективно реализовать поставленные задачи по исследованию пограничных структур и поиска в них возможных новых нефтегазоносных объектов.
Особую признательность хочется выразить акад. РАЕН, д.г.-м.н., проф. Фролову Ф.Т. (МГУ), чье постоянное внимание автор ощущал на протяжении более 25 лет сотрудничества. Весьма полезными для автора оказались научные контакты с А.Д. Наумовым†, Я.А. Рихтером, В.Я. Воробьевым, В.Н. Зайонцем, А.Ю. Гужиковым, Е.Ю. Барабошкиным, В.С. Милеевым, которые своими замечаниями и консультациями содействовали улучшению работы.
1.МЕТОДОЛОГИЯ ИЗУЧЕНИЯ ТЕКТОНИЧЕСКИХ СТРУКТУР
1.1. Типы платформ земной коры Черноморско-Каспийского региона
На юге России попарно стыкуются три типа платформ: древняя Восточно-Европейская (ВЕП) и молодая Центрально-Евразийская (ЦЕАП), молодая ЦЕАП и юная Средиземноморская (СМП) со своими щитами и плитами, что и позволяет выявить на их примере все многообразие пограничных структур платформ Черноморско-Каспийского региона.
Согласно существующим суждениям слоистая структура земной коры платформ может быть представлена триадой последовательно сменяющихся комплексов геосинклинальных, орогенных и плитных, которые были названы главными платформообразующими комплексами (Муратов, 1963, 1965). Признавая их в качестве значимого признака для тектонического районирования, важно подчеркнуть, что тип структуры земной коры определяется типами отношений между этими комплексами. В соответствии с представлениями (Соловьев, 1975; Вотах, 1976), они при этом находятся между собой в пространстве в отношениях эквивалентности (одинаковости) стратиграфического положения и порядка (последовательности) стратиграфического положения. Структуры, характеризующиеся отношениями эквивалентности и порядка, рассматриваются как слоистые. Если рассматривать слоистую структуру земной коры в пределах плит древних и молодых платформ Черноморско-Каспийского региона, то в их разрезе четко выявляется повторение триад последовательно сменяющихся главных платформообразующих комплексов. Таким образом, в качестве платформ рассматриваются системы, образованные триадой главных комплексов.
С учетом гетерогенности комплексов, слагающих платформы, их фундамент представляет собой совокупность комплекса основания и геосинклинальных комплексов, а чехол – совокупность главных плитных, эпиплатформенных плитных и орогенных комплексов. Следовательно, понятия “фундамент” и “чехол” отражают только структурно-морфологическую характеристику и, по существу, дублируют понятие “структурный этаж”. Отсюда становится ясной тенденция описывать структуру платформенных областей на языке структурной геологии и выделять между фундаментом и чехлом еще и “промежуточный этаж”. Фактически промежуточные этажи у разных платформ представляют собой “главные орогенные комплексы этих платформ” (впадины, авлакогены и тафрогены).
1.1.1. Древняя платформа – платформа, главные комплексы которой охватывают протерозойско-палеозойский стратиграфический интервал (геосинклинальный комплекс – протерозойский, орогенный – рифейский и плитный – венд-палеозойский). Площади древней платформы, на которых развиты, в основном, комплексы основания, главные геосинклинальные и орогенные комплексы признаются щитами, а те площади, где распространены, в основном, плитные комплексы – плитами. Черноморско-Каспийский регион охватывает юго-восточную часть Русской плиты древней ВЕП, главный плитный комплекс (венд-палеозойский) которой сменяется плитным комплексом (мезозойско-кайнозойским) соседней Скифской плиты молодой ЦЕАП.
В пределах щитов древних платформ выше главных орогенных (верхнепротерозойских и рифейских) располагаются еще орогенные комплексы соседствующих платформ (палеозойско-мезозойские и даже кайнозойские). Совокупность орогенных комплексов, чужеродных по отношению к главным орогенным, названа В.Е. Хаиным эпиплатформенными орогенными комплексами. Это позволяет совокупность плитных комплексов, чужеродных по отношению к главным, также рассматривать как эпиплатформенные плитные комплексы. Приставка “эпи” (над) точно выражает структурный смысл этих понятий, подчеркивая особенность позиции этих орогенных и плитных комплексов – расположение их в разрезе над главными комплексами, т.е. над комплексами древней платформенной системы.
1.1.2. Молодая платформа. Также как и в случае с древней платформой, в слоистой структуре байкало-каледоно-герцинских складчатостей и молодых плит четко обособляется триада главных комплексов – геосинклинальных, орогенных и плитных, стратиграфический интервал которых рифей – мезозой. Это вторая повторяющаяся в слоистой структуре земной коры триада “спаянных” комплексов характеризует молодую платформенную систему. Картирование реальных геологических тел в слоистой структуре Черноморско-Каспийского региона свидетельствует, что Скифская плита Предкавказья молодой ЦЕАП представлена следующими главными комплексами: геосинклинальным – рифей-палеозойским, орогенным – пермско-триасовым и плитным – юрско-эоценовым. Здесь также ниже и выше главных комплексов располагаются комплексы основания (дорифейские), эпиплатформенные орогенные (олигоцен-четвертичные) и эпиплатформенные плитные (миоцен-четвертичные) комплексы. По латерали комплекс основания и эпиплатформенный комплекс, подобно древним платформам, связаны с соответствующими комплексами соседних платформ, структурными элементами которых они, по существу, и являются. Эта специфическая особенность слоистой структуры наиболее четко дешифрируется на сейсмостратиграфических разрезах Черноморской и Скифской плит (Туголесов и др., 1985; Кравченко, Муратов и др., 1973).
Как известно щиты молодых платформ могут быть как многоугольной формы (Казахстанский щит), так и линейной формы (Уральский щит). Существенным является лишь то обстоятельство, что на них всегда развиты комплексы, которые по отношению к плитам платформ выступают фундаментом. Например, несмотря на “линейность” герцинские комплексы Урала продолжаются под Западно-Сибирской плитой. Как щит молодой ЦЕАП рассматривается структура складчатого Донбасса, которая в виде кряжа Карпинского прослеживается под чехлом Скифской плиты подобно герцинидам Урала. Решающим признаком для формулировки понятия “щит” является выход на поверхность комплексов фундамента платформ, пусть даже в форме небольшого выступа.
1.1.3. Юная платформа. Интерпретация имеющихся геолого-геофизических материалов по тектонике мезокайнозойских отложений Черноморской впадины позволяет в систематике структур земной коры Черноморско-Каспийского региона обособлять новый (третий) тип платформ, которые, следуя традиции наименования платформ (древняя, молодая), можно называть юными. К ним следует относить Средиземноморский складчатый пояс с его внутренними морями-плитами (Черноморской, Каспийской и др.), по отношению к которым альпийские Крымско-Кавказские складчатые сооружения выступают как щиты, т.е. подобно тому, как это отмечено для Тихоокеанского пояса (Соловьев и др., 1974) с его окраинными морями-плитами (Охотоморской, Япономорской и др.). Особенностью юных платформ является то, что триада главных платформообразующих комплексов (геосинклинальный-орогенный-плитный) занимает в слоистой структуре земной коры мезо-кайнозойский стратиграфический уровень. При этом щиты и плиты юных платформ отличаются от своих эквивалентов на древних и молодых платформах тем, что процесс их формирования продолжается и в настоящее время (седиментогенез в морях и вулканизм в горах).
Выводы. Рассмотрение гетерогенных структур земной коры Черноморско-Каспийского региона как слоистых структур, состоящих из триад главных платформообразующих комплексов, позволяет считать их геотелами одного иерархического уровня, т.е. одноранговыми платформенными системами и типизировать их по стратиграфическому положению главных платформообразующих комплексов на древние, молодые и юные. Такой подход соответствует главному принципу, предъявляемому для всех классификационных построений – принципу простоты и терминологической ясности (Забродин, 1989).
1.2. Принципы систематики пограничных структур платформ
Выделение разновозрастных платформ предопределяет существование на их границах пограничных структур. В разрезе этих структур наблюдается сочетание комплексов соседствующих платформ. Примером может служить пограничная система между молодой и древней платформами. Здесь краевые массивы выступают как части комплексов основания древних платформ; краевые швы – как части геосинклинальных комплексов древних платформ, а перикратонные прогибы – как части плитных комплексов древних платформ. Что касается краевых прогибов, то они, будучи частями молодых платформ, выполняются уже орогенными комплексами. Совокупность этих разнородных элементов и называется пограничной системой. Когда речь заходит только о слоистой структуре этих систем, употребляется термин “пограничные структуры”.
Термины “краевой шов”, “краевой прогиб” и “перикратонный прогиб” прочно вошли в научный язык геотектоники с основополагающих работ Н.С. Шатского (1946, 1947); А.А. Богданова (1955); Ю.М. Пущаровского (1959); Е.В. Павловского (1959) и др. Позднее был введен термин “пограничные структуры”, как сочетание краевых швов, перикратонных и краевых прогибов, которые с учетом состава называют “краевыми системами” (Зоненшайн и др., 1966). В истории систематики пограничных структур следует отметить точку зрения, рассматривающую пограничные структуры как сочетание элементов разных по возрасту платформ (Вотах, 1976). Со временем значение пограничных структур стали осознавать и нефтяники, которые наряду с “платформенными” и “складчатыми” территориями начали выделять “переходные” (Королюк, Крылов и др., 1983; Полякова, 1986; Каштанов, 1990). Из истории вопроса систематики пограничных структур и их нефтегазоносности видны не только достижения, но и не решенные задачи. Во-первых, существует проблема неопределенности принципов систематики структур земной коры вообще и пограничных в частности. Во-вторых, провозглашая те или иные принципы, исследователи чаще всего не реализуют их сами на примере пограничных структур конкретных регионов. Нет таких работ и по югу России.
Изучение пограничных структур проводилась нами в рамках задач геостатики – построения моделей структур в том виде, в котором они предстают перед исследователем в настоящее время. Как известно, решение таких задач регулируется методологическими принципами. Например, принцип системности предписывает исследователю рассматривать естественные геологические тела как системы – пограничные системы платформ. Принцип иерархии предписывает различать среди тел разные ранги (породы, формации, комплексы, геосферы). В нашем случае при решении поставленных задач мы рассматриваем тела регионального ранга, т.е. геокомплексы разновозрастных платформ Черноморско-Каспийского региона. При структурных исследованиях использован принцип одноранговости, который при расшифровке структур предписывает определять отношения и связи только между одноранговыми телами. Поскольку принимается тезис о том, что пограничные структуры возникают на границе элементов платформ, основными из которых являются щиты и плиты, то в этом случае, щиты и плиты могут быть либо одной и той же платформы, либо разных.
Для пограничных структур платформ Черноморско-Каспийского региона такой подход позволяет наиболее однозначно проводить выделение этих структур. Тип пограничной структуры определяется нами по соседствующим элементам платформ. Например, Русская плита древней платформы – Скифская плита молодой платформы (тип ПД–ПМ), Кавказский щит юной платформы – Скифская плита молодой платформы (тип ЩЮ–ПМ), Черноморская плита юной платформы – Кавказский щит той же платформы (тип ПЮ–ЩЮ). Вид пограничных структур определяется их слоистой структурой, в разрезе которой наблюдается перекрытие комплексов одной платформы комплексами другой (чешуйчато-слоистый характер взаимоотношений). Так в Терско-Каспийском прогибе, который по строению наиболее соответствует классическому краевому прогибу, между Скифской плитой молодой платформы и Кавказским щитом юной платформы в разрезе снизу–вверх отмечены герцинский комплекс основания молодой платформы, структурный шов, юрско-нижнемиоценовый плитный комплекс молодой платформы (периплатформенный прогиб) и перекрывающий его среднемиоценово-четвертичный орогенный комплекс (предгорная орогенная впадина юной платформы). Именно такой вид сочетания комплексов в пограничной структуре соответствует краевым прогибам типа Предуральского.
Выводы. Согласно предлагаемым принципам систематики пограничные системы могут быть определены как области сочленения геокомплексов разных по возрасту платформ с присущими им типами и видами пограничных структур. При этом их тип и вид определяются характером слоистой структуры в краевых системах, выявляемой на основе отношений между комплексами как по латерали, так и вертикали.
2. ТИПЫ ПОГРАНИЧНЫХ СТРУКТУР ПЛАТФОРМ
2.1. Пограничные структуры Русской плиты
В качестве юго-восточного ограничения Русской плиты рассматриваются Прикаспийская краевая синеклиза и Воронежская краевая антеклиза.
2.1.1. Прикаспийская краевая синеклиза. Определение типа и вида этой пограничной структуры проведено в соответствии со структурным профилированием (Костюченко и др., 1998; Кононов, 1999). Тип структуры Прикаспийской впадины определяется ее положением на границе двух плит – Русской плиты древней платформы и Скифской плиты молодой платформы. Следовательно, тип ее структуры ПД–ПМ. Не менее точно по данным профилирования определяется и вид структуры. В наборе комплексов слагающих впадину обособляются (снизу–вверх): архейско-протерозойский комплекс основания, нижнепротерозойский главный геосинклинальный комплекс, верхнепротерозойский главный орогенный (авлакогенный) и палеозойский главный плитный комплексы, а также мезо-кайнозойский эпиплатформенный комплекс. По набору это комплексы, которые характерны для синеклиз древних платформ (например, для Московской синеклизы). По своему виду Прикаспийская впадина это краевая синеклиза. Наиболее близко к такому пониманию вида Прикаспийской пограничной структуры подошли С.Л. Костюченко, Л.Н. Солодилов и Д.Л. Федоров (1998). По их данным на схеме рельефа фундамента Прикаспийской синеклизы четко выделяется трог (грабен), который ориентирован с юго-запада от оз. Сарпы на восток до междуречья Б. Хобды и Урала. Глубина наиболее погруженной части этого трога достигает 20–22 км, а на плечах она составляет 8–12 км. Еще более четко авлакогенная природа Прикаспийской краевой синеклизы вырисовывается на структурном профиле по геотраверсу р. Манаш – Кара-Чаганак. Идея заложения Прикаспийской синеклизы над Центрально-Прикаспийским авлакогеном подтверждается также его структурной связью с Пачелмским и Саратовским авлакогенами (Кононов, 1999).
2.1.2. Воронежская краевая антеклиза. На отрезке между грядой Ергени (на востоке) и Донецким кряжем (на западе) граница между Русской и Скифской плитами четко выражена краевым структурным швом, разделяющим древнюю и молодую платформы по фундаментам. Их фундаменты здесь перекрыты в основном мезо-кайнозойским плитным комплексом Скифской плиты. На построенных нами на территорию Нижнего Поволжья и сопредельных районов геологических картах преднижнемеловой и предверхнемеловой поверхностей нашли отражение: во-первых, резкое несогласие между девонско-триасовым структурно-вещественным комплексом и перекрывающими его юрскими отложениями мезо-кайнозойского комплекса, а во-вторых, структурное несоответствие площадей развития этих комплексов в районе между Элистой на юге и Волгоградом на севере, т.е. сопредельных кряжа Карпинского Скифской плиты и Тормосинского прогиба юго-восточного склона Воронежской антеклизы Русской плиты. Сравнение геологических особенностей распространения юрских и нижнемеловых отложений на картах дает основание признать, что мезо-кайнозойский главный плитный комплекс Скифской плиты перекрывает в пределах юго-востока Русской плиты все ее геоструктурные элементы (восточный склон Воронежской антеклизы и Прибортовую зону Прикаспия). Время образования этого комплекса отвечает новому этапу формирования платформенных субформаций (карбонатно - терригенной юрской, терригенно - карбонатной меловой и терригенной палеогеновой), поэтому по отношению к главному плитному комплексу палеозоя древней Восточно-Европейской платформы он должен рассматриваться как эпиплатформенный плитный комплекс.
С учетом сказанного тип пограничной структуры на отрезке от западной прибортовой зоны Прикаспийской краевой синеклизы до складчатых сооружений Донбасса определяется как “плита-плита” (ПД–ПМ). Поскольку здесь в пограничной зоне юга Русской плиты наблюдается сочетание краевого структурного шва, комплекса основания древней платформы и перекрывающего его плитного комплекса вид структуры должен определяться как Воронежская краевая антеклиза, которая на востоке граничит с Прикаспийской краевой синеклизой. По фундаменту здесь их разделяет Сарпинский авлакоген, который в чехле выражен Доно-Медведицким валом с девонско-каменноугольным главным плитным и юрско-меловым эпиплатформенным плитным комплексами и при этом последний несогласно перекрывает более древний из них.
2.2. Пограничные структуры Скифской плиты
Скифская плита как структура молодой Центрально-Евразийской платформы на юге России выступает в роли структуры, расположенной между древней Восточно-Европейской платформой и складчатыми сооружениями Кавказа Альпийско-Средиземноморского пояса.
2.2.1. Южным ограничением плиты служит система Предкавказских прогибов, которая по геолого-геофизическим данным состоит из Индоло-Кубанской впадины на западе и Терско-Каспийской впадины на востоке, разделенных Ставропольским сводом с примыкающим к нему с юга Адыгейским выступом.
2.2.1.1. Предкавказский краевой прогиб. Индоло-Кубанская впадина краевого прогиба выявлена при анализе профиля по геотраверсу Орду – Керчь – Бердянск. Этот профиль важен также для понимания тектонической природы Скифской и Черноморской плит, которые имеют принципиально разный тип и вид сочленения с разделяющей их складчатой структурой Кавказа. На профиле обе плиты разобщены Прикерченским поднятием, представляющим собой переклинальное погружение Кавказа. Со стороны Скифской плиты через офиолитовый шов (Ахтырский глубинный разлом) структура Кавказа резко отделяется от мезозойско-кайнозойского плитного комплекса Индоло-Кубанской впадины, что позволяет определять здесь тип пограничной структуры как плита молодой платформы – щит юной платформы (тип ПМ–ЩЮ). Вид пограничной структуры – это Индоло-Кубанская впадина краевого прогиба.
Этот вывод конкретизируется более крупномасштабным структурным профилем по геотраверсу лиман Молочный – Керченский полуостров. На нем более детально выражен характер сочленения краевого прогиба через офиолитовый шов, имеющий в качестве продолжения Индольскую и Керченскую ветви. В Индоло-Кубанской впадине наблюдается характерное для такого вида структур увеличение мощности плитного и орогенного комплексов, максимум которой приходится на зону ветвей структурного шва. В пограничной структуре осадочные комплексы характеризуются повышенной деформированностью и проницаемостью. Поэтому в верхних этажах шов проявляется в форме грязевого диапиризма.
По своему виду Предкавказский краевой прогиб – не полный структурно-формационный эквивалент классических краевых прогибов. Так, в краевых прогибах (Предуральском, Предверхоянском и др.) всегда четко выражена предгорная орогенная впадина, выполненная классическими молассовыми формациями (угленосной, галогенной и др.). В Индоло-Кубанской впадине этот завершающий элемент представлен маломощной верхнесармат-четвертичной молассой. В основном же, впадина выполнена не орогенным, а плитным комплексом. Действительно, майкопская палеоген-неогеновая серия представляет собой не молассу, как это считается, а морскую песчано-глинистую формацию Скифской плиты.
2.2.1.2. Адыгейский массив (выступ) четко проявлен на профиле по геотраверсу Сочи – Майкоп – Кущевская. Тип и вид пограничной структуры между Кавказом и Скифской плитой в этом случае иной. Тырнаузский офиолитовый шов отделяет мезозойский геосинклинальный комплекс Кавказа от палеозойского выступа фундамента Скифской плиты, т.е. здесь соседствуют щит юной платформы со щитом молодой платформы (тип ЩЮ–ЩМ). Вид структуры обусловлен сочетанием офиолитового шва, комплекса основания молодой платформы с погружением его под чехол. Такой вид пограничной структуры следует относить к краевым массивам или выступам.
2.2.1.3. Ставропольский свод имеет четкое выражение на структурном профиле по геотраверсу Кутаиси – Тырнауз – Ессентуки – Нагутное – Ипатово. Тип и вид пограничной структуры на этом сечении принципиально остается тем же, как и на профиле Сочи – Кущевская. Кавказский щит юной платформы (ЩЮ) граничит здесь со щитом молодой платформы (ЩМ) по Тырнаузскому офиолитовому шву.
Отличие наблюдается в том, что приподнятый блок фундамента (массив) молодой платформы перекрывается местами плитным комплексом Скифской плиты с образованием пограничных зон – Лабино-Малкинского блока краевого массива и Минераловодского выступа. Вместе с тем, для этих структурных зон краевого массива характерны Минераловодские интрузии эпиплатформенного орогенеза. Они фиксируют в фундаменте зону разломов, разделяющую Минераловодский выступ от соседствующего с ним северо-восточнее Терско-Каспийского прогиба. К северу от Пшекиш-Тырнаузского шва плитный комплекс молодой платформы залегает в форме моноклинали, образуя краевую моноклизу Скифской плиты.
2.2.1.4. Терско-Каспийская впадина проанализирована по геологическому профилю по геотраверсу Тбилиси – Орджоникидзе – Моздок. На профиле четко выявляются Кавказский щит юной платформы и Скифская плита молодой платформы, разделенные Черногорским структурным швом. Почти все исследователи рассматривают Терско-Каспийскую впадину как элемент краевого Предкавказского прогиба, значительная часть которого на востоке находиться в пределах Каспийского моря. На западе Нальчикский разлом отделяет впадину от Минераловодского выступа. На севере граница впадины определяется по тектонической ступени, фиксирующей погружение блока фундамента к югу. По данным сейсмометрии поверхность фундамента погружена в Терско–Каспийской впадине на 5–11 км и испытывает подъем к северу и югу. На уровне домезозойского фундамента впадина четко вырисовывается по ограничивающим ее разломам: Черногорскому на юге, Кизлярскому на севере и Нальчинскому на западе. Внутреннее крыло прогиба, и зона передовых складок выделяются под названием моноклинали Черных гор, которая осложнена лишь куполовидными поднятиями типа Датых и Беной. Кроме этого на юге впадины обособляется Дагестанский выступ, разделяющий субмеридиональную Сулакскую и субширотную Северо–Апшеронскую впадины.
Терско–Каспийская впадина отнесена к краевому прогибу на основании следующих признаков: во-первых, увеличения мощности плитного комплекса молодой платформы перед щитом юной и, во-вторых, наличия структурного шва на границе этих платформ. Этот признак прослеживается у всех впадин краевых прогибов. Вместе с тем, он выступает как необходимый, но еще недостаточный признак для отнесения впадины к прогибу. Так, в Терско-Каспийской впадине подобно Западно-Кубанской, орогенный комплекс юной платформы выражен слабо. Внутренняя структура впадины также отличается от классических краевых впадин. Терско–Сунженское поднятие делит ее две впадины: Терско–Сунженско–Сулакскую на севере и Осетино–Чеченскую на юге. Перечисленные особенности строения Терско-Каспийского прогиба позволяют нам отнести его к Предкавказскому краевому прогибу, оживившемуся на краю молодой платформы перед щитом юной платформы. Следовательно, краевой прогиб – это многоэлементная система, включающая впадины, своды, краевые массивы и выступы.
2.2.2. В качестве пограничных структур Скифской плиты северного обрамления рассматриваются складчатые структуры краевого поднятия Донбасса, его продолжение под чехлом – вал Карпинского (краевая плита Карпинского), а также Северо-Азовский периплатформенный прогиб.
2.2.2.1. Краевая плита Карпинского. Для понимания типа и вида краевых структур северной части Скифской плиты использованы структурные профили по геотраверсам Кущевская – Миллерово – Урюпинск, Котельниково – Ставрополь –Невинномыск – Черкесск – Карачаевск и Астрахань – Черный рынок. По поверхности фундамента в пограничной зоне четко вырисовывается система приподнятых по разломам горстов, разделенных узкими грабенами с мощностью чехла до 3,5 км. Это приподнятая блоковая система фундамента Скифской плиты известна в литературе под названием “кряж Карпинского”. Она прослеживается от побережья Каспия (на востоке) до Донецкого кряжа (на западе), в котором этот фундамент выходит на поверхность, представляя собой Донецкий щит. В этой части тип пограничный структуры Скифской плиты определяется как ЩЮ–ПД, а вид – краевой шов. В целом, геоморфологически “кряж Карпинского” выражен Сальско-Мынычской грядой, отражающей систему валообразных структур в плитном комплексе молодой платформы, что позволяет определить тип пограничной структуры как ПМ–ПД. Учитывая проявления блоковой структуры фундамента в чехле молодой платформы в виде валов на краю молодой платформы, вид этой пограничной структуры можно назвать краевая плита Карпинского. Она прослеживается и на дне Каспийского моря, на восточном берегу которого в результате ундуляции шарнира фундамент приподнимается также как и в Донецком кряже, представляя Мангышлакскую зону поднятий.
2.2.2.2. Приазовская краевая плита. Структура выявлена при анализе геотраверса Кущевская – Миллерово – Урюпинск, а также целого ряда других профилей. Здесь она выступает подобно пограничным структурам, тип которых определен как ПМ–ПД, при этом пограничная система представлена структурным швом, разделяющим архейско-протерозойский фундамент Приазовского выступа (Азовского вала) Восточно-Европейской платформы от палеозойско-нижнемезозойского фундамента Скифской молодой Центрально-Евразийской платформы. Над структурным швом располагается плитный комплекс, перекрывающий эти разнородные блоки. Такой вид пограничной структуры, в котором сочетаются комплекс глубинного разлома и плитный комплекс следует относить к виду краевых плит. В данном конкретном случае в ее качестве выступает Приазовская краевая плита.
2.3. Пограничные структуры Черноморской плиты
Определение типов и видов пограничных структур Черноморской плиты осуществлено по структурным профилям через Западночерноморскую и Восточночерноморскую синеклизы Черноморской плиты (Туголесов и др., 1985, 1993). Выделены три вида пограничных структур: Причерноморская краевая моноклиза на западе плиты, Туапсинский периплитный прогиб на ее востоке, а также Прикрымская краевая флексура.
2.3.1. Причерноморская краевая моноклиза выявлена при построении профиля, на котором Черноморская плита юной платформы граничит со Скифской плитой молодой платформы в северной шельфовой части запада Черноморской плиты, представляя собой тип плита – плита (ПЮ–ПМ). Здесь кайнозойский плитный комплекс перекрывает мезозойский плитный комплекс, при этом плитные комплексы обеих платформ залегают почти горизонтально. При более точных структурных построениях обнаруживаются малоамплитудные поднятия и опускания, особенно проявляющиеся с глубиной. Наиболее крупная отрицательная форма – Каркинитский прогиб, в самой глубокой части которого кровля мела опущена до глубины 4–4,5 км. Южнее от него вырисовывается приподнятая зона с неглубоким залеганием кровли мела – Добруджско-Крымское поднятие. Еще южнее по кровле мела вырисовывается краевая ступень (флексура, переходящая с глубиной в глубинный разлом). Эта ступень представляет собой северное ограничение Западно-Черноморской синеклизы. Моноклинальный характер залегания плитных комплексов в пограничной структуре (от Украинского щита до Западно-Черноморской синеклизы) позволяют называть такой вид структуры Причерноморской краевой моноклизой. В качестве комплекса основания в ней выступают разделенные блоки мезозоид и палеозоид.
2.3.2. Прикрымская краевая флексура. Структура выявлена при построении структурного профиля, на котором Черноморская плита юной платформы граничит с Крымским щитом юной платформы, представляя тип пограничной структуры плита – щит (ПЮ–ЩЮ). Крымский щит – это выход на поверхность фундамента юной платформы (геосинклинального и орогенного комплексов мезозоид). Для определения вида пограничной структуры существенно, что кайнозойский плитный комплекс юной платформы перекрывает глубинный разлом, который проявляется в нем в виде флексуры. Поэтому этот вид пограничной структуры может быть назван Прикрымской краевой флексурой.
2.3.3. Туапсинский периплитный прогиб. Он выявлен при анализе профиля, на котором Черноморская плита юной платформы соседствует с Кавказским щитом юной платформы, представляя тип ПЮ–ЩЮ, т.е. тот же тип, что и в случае установления Прикрымской краевой флексуры. Однако вид пограничной структуры здесь другой: Черноморская плита сочленяется с Кавказским щитом через структурную пару вал Шатского и Туапсинский прогиб.
Туапсинский прогиб закартирован морской сейсморазведкой МОГТ по отражающему горизонту II-а в кровле эоцена. Южное крыло Туапсинского прогиба очень пологое и амплитуда его в два раза меньше, чем северного. Кровля эоцена на перегибе вала Шатского залегает на глубинах 3,5–5 км и перекрывается неоген-четвертичными формациями. Вал Шатского отделяет Туапсинский прогиб и от Восточно-Черноморской синеклизы, с которой он сочленяется по флексурному перегибу, расположенным над структурным швом. Мощность маркирующей майкопской формации в центральной части прогиба достигает 5 км и выклинивается на крыльях. Выше залегающие формации кайнозоя, в отличие от майкопа, располагаются на валу Шатского, и в Туапсинском прогибе сплошным покровом, фиксируя “главный плитный комплекс” юной платформы. Следовательно, пограничная структура между щитом юной платформы и ее плитой здесь представлена структурной парой – валом и прогибом. Такой вид сочленения можно назвать периплитным прогибом. Его нельзя путать с краевым прогибом, который закладывается на границе совсем другого типа пограничных структур: плита древней платформы – щит молодой платформы (ПД–ЩМ), как в классическом Предуральском краевом прогибе, или плита древней платформы – щит юной платформы (ПД–ЩЮ), как в Приверхоянском прогибе.
3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПОГРАНИЧНЫХ СТРУКТУР
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 ПД–ПМ). 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. ПД–ПМ; 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 ПД–ЩМ), а для Предкавказья отмечается соседство плиты молодой платформы и щита юной платформы (тип ПМ–ЩЮ). 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 ПМ–ЩЮ). 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 ПМ–ЩМ). 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 – KZ1-2).
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.
Основные положения диссертации опубликованы:
Публикации в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях:
1. Соловьев В.А., Бондаренко Н.А. Систематика пограничных структур платформ как основа выявления тектонических закономерностей их нефтегазоносности // Южно-российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. № 3(9). Астрахань, 2004. С.180–187.
2. Фролов, В.Т, Бондаренко Н.А. Кавказский формационный ряд. Статья 1. “Нижняя и средняя юра” // Бюлл. МОИП. Отд. Геол. Т.80. Вып.1. 2005. С. 13–25.
3. Соловьев В.А., Бондаренко Н.А., Боровиков А.М. Систематика пограничных структур платформ и их нефтегазоносных комплексов // Бюлл. МОИП. Отд. Геол. Т. 80. Вып.2. 2005. С.18–29.
4. Любимова Т.В, Бондаренко Н.А. Петромагнетизм в решении проблемы детальной стратиграфии флишевых отложений // Экологический вестник научных центров Черноморского экономического сотрудничества, № 4. 2005. С.68–73.
5. Любимова, Т.В., Бондаренко Н.А. Петрофизические свойства пород верхнемеловой флишевой формации Черноморского побережья Северо-Западного Кавказа // Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. №3(16). Астрахань, 2006. С.156–162.
6. Любимова Т.В., Бондаренко Н.А. Структурно-петрофизический анализ флишевой формации Северо-Западного Кавказа // Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. №8(21). Астрахань, 2006. С. 352–357.
7. Соловьев В.А., Соловьева Л.П., Бондаренко Н.А. Типы платформенных систем земной коры и пограничные структуры // Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. № 10(23). Астрахань, 2006. С. 3–10.
Монографии:
1. Гуцаки В.А. Фациально-генетический анализ осадочных толщ фанерозоя Нижнего Поволжья (в интервале от перми до палеогена включительно). Отчет о НИР: Сарат. гос. универ.; рук. В.А. Гуцаки В.А. – Саратов, 1992. – 238с. – Исполн.: В.А. Гуцаки, З.А. Яночкина, Н.А. Бондаренко и др. – Библиогр.: с.234–238. Деп. в ВИНИТИ № 3264 В-92.
2. Яночкина З.А., Гуцаки В.А., Бондаренко Н.А. и др. Литолого-фациальные особенности отложений позднего фанерозоя юго–востока Восточно–Европейской платформы / Тр. НИИГеологии СГУ. Новая серия, т.. Изд–во ГосУНЦ «Колледж», Саратов, 2000. 113 с.
3. Бондаренко Н.А., Соловьев В.А. Пограничные структуры платформ и их нефтегазоносность (на примере платформ Юга России). Краснодар: Просвещение-Юг, 2007. 121 с.
Статьи в других изданиях и работы, опубликованные в материалах всероссийских, международных конференциях и симпозиумах:
1. Милеев В.С, Барабошкин Е.Ю., Бондаренко Н.А. К вопросу о структурных связях Горного Крыма и альпид Северо-Западного Кавказа / Общие вопросы тектоники. Тектоника России Материалы ХХХIII Тектонического совещания. М. ГЕОС, 2000. С. 326–329.
2. Бондаренко Н.А. Флюидодинамика как фактор процессов миграции и аккумуляции углеводородов, грязевулканизма и сейсмической активности Азово-Черноморских прогибов // Мат. Всероссийской научно-практической конференции “Геология Русской плиты и сопредельных территорий на рубеже веков”. Изд. ГУНЦ “Колледж”. Саратов, 2000. С.6.
3. Соловьев В.А., Бондаренко Н.А. Тектоника Кавказа и систематика структур земной коры // Мат. тезисов Всероссийского Съезда геологов и научно-практической конференции: “Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века”. СПб. 2000. С.245–246.
4. Соловьев В.А., Бондаренко Н.А., Куценко Э.Я. Сейсмогеологическая модель Черноморской впадины и ее тектоническая интерпретация // Тр. Третьих Геофизических чтений им. В.В. Федынского. Изд. “ГЕОН”. М., 2001. С.89–90.
5. Яночкина З.А., В.А. Гуцаки, Н.А. Бондаренко и др. Седиментационные модели карбонатонакопления в морских бассейнах позднего фанерозоя Юго-Востока Восточно-Европейской платформы // Известия Саратовского университета. Новая серия. Том 2, вып.2. Саратов 2002. С. 96–109.
6. Соловьев В.А., Бондаренко Н.А., Куценко Э.Я. Геотраверсы, структура и нефтегазоносность земной коры Юга России // Тр. Пятых Геофизических чтений им. В.В. Федынского. Изд. “ГЕОН”, М., 2003. С.101.
7. Бондаренко Н.А. Фациальная структура и тектоническая природа меловых флишевых прогибов юга России // Вопросы палеонтологии и стратиграфии верхнего палеозоя и мезозоя. Тр. НИИГеологии СГУ им. Н.Г. Чернышевского. Нов. cер. Т. XYI. Изд. “Научная книга”, Саратов, 2004. С.43–58.
8. Бондаренко Н.А., Наумова Е.В. Грязевулканизм и сейсмическая активность Азово-Черноморских прогибов как следствие процессов флюидодинамики // Мат. 7-ой Международной конференции “Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа”. М., ГЕОС, 2004. С.86–87.
9. Solovjev V.A., Bondarenko N.A. Systematization of boundary of platforms as the basis of revealing tectonic their laws oil-and-gas-bearing // South-Russian bulletin of geology, geography and global energy. Scientific and technical journal. № 3(9). Astrachan, 2004. Р.187–194.
10. Соловьев В.А., Бондаренко Н.А. Пограничные структуры Черноморской плиты и их нефтегазоносность // Экологический вестник научных центров Черноморского экономического сотрудничества. Краснодар, 2004. С. 112–119.
11. Соловьев В.А., Бондаренко Н.А., Куценко Э.Я. Пограничные структуры платформ юга России и прогноз их нефтегазоносности // Мат. 7-ой Международной конференции “Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа”. М., ГЕОС, 2004. С. 484–486.
12. Соловьев В.А., Бондаренко Н.А., Наумова Е.В. Cейсмичность, вулканизм и вакуумная модель нефтегазонакоплений //Мат. 2-ой Международной конференции “Геодинамика нефтегазоносных бассейнов”. М., 2004. С.92–93
13. Соловьев В.А. Систематика пограничных структур платформ как основа выявления тектонических закономерностей их нефтегазоносности (на примере нефтегазоносных областей Азово-Черноморского бассейна). РТО: Куб. гос. универ.; рук. В.А. Соловьев – Краснодар, 2004.–8с. – Исполн.: В.А. Соловьев, Н.А. Бондаренко – Библиогр.: с.8 –№ ГР01200313944. Инв. № 02200504504.
14. Соловьев В.А, Бондаренко Н.А. Биниальный принцип систематики пограничных структур платформ и прогноз их нефтегазоносности (на примере нефтегазоносных областей Азово-Черноморского бассейна) // Тр. IY Международной конференции “Биниология, симметрология и синергетика в естественных науках” ТюмГНГУ, Тюмень, 2004. С.86–90.
15. Соловьев В.А., Бондаренко Н.А. Прогноз нефтегазоносности пограничных структур платформ Юга России //Тр. Международной конференции “Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей”. Геленджик, 2004. С.82–83
16. Соловьев В.А., Бондаренко Н.А., Наумова Е.В. Сейсмофокальные зоны и вакуумная модель сейсмических очагов //Тр. Седьмых Геофизических чтений им. В.В. Федынского. Изд. “ГЕОН”, М., 2005. С.80–81.
17. Бондаренко Н.А., Соловьев В.А. Тектонический прогноз нефтегазоносности пограничных структур платформ Юга России / Тр. научно-практической региональной конференции “Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федерального округов на 2006 и последующие годы” Саратов, 2005. С. 66–69.
18. Соловьев В.А., Бондаренко Н.А., Наумова Е.В. Грязевой вулканизм и глинистый диапиризм как результат вакуумно-взрывных процессов //Мат. 3-ой Международной конференции “Геодинамика нефтегазоносных бассейнов”. 5-13 апреля, МГГРУ. М., 2005. С.90.
19. Соловьев В.А. Систематика нефтегазоносных структур земной коры как теоретическая основа поиска новых нефтегазовых объектов (на примере Азово-Черноморско-Каспийского региона) / РТО: Куб. гос. универ.; рук. В.А. Соловьев – Краснодар, 2005.– 10 с. – Исполн.: В.А. Соловьев, Н.А. Бондаренко, С.И. Дембицкий – Библиогр.: с.6 – № ГР 01200507093. Инв. №02200606008.
20. Попков В.И. Структурный анализ Собербаш-Гунайского синклинория и Псебепско-Гойтского антиклинория с целью определения модели строения неокомовых отложения и выделения перспективных участков / РТО: Куб. гос. универ.; рук. В.И. Попков. – Краснодар, 2005.–19с. – Исполн.: В.И. Попков, Н.А. Бондаренко, Н.И. Зеленский Н.И, Ю.Ф. Семенихина – Библиогр.: с.9 – № ГР01200507092. Инв. № 02200606007.
21. Любимова Т.В. Петрофизическое обоснование дробных стратонов меловых флишевых формаций Северо-Западного Кавказа / РТО: Куб. гос. универ.; рук. Т.В. Любимова – Краснодар, 2006. – с.11 – Исполн.: Т.В. Любимова, Н.А. Бондаренко, В.И. Попков – Библиогр.: c.–11. – № ГР 01200507094. Инв. № 02200701508.
22. Соловьев В.А., Бондаренко Н.А., Дембицкий С.И. Систематика нефтегазоносных структур земной коры как теоретическая основа поиска новых нефтегазоносных объектов (на примере Азово-Черноморско-Каспийского региона)// Мат. Международной конференции “Проблемы геологии и освоения недр юга России”. Ростов-на-Дону. 2006. С.69–71.
23. Попков В.И., Бондаренко Н.А., Семенихина Ю.Ф., Харченко Т.Н. Структурная геология Северо-Западного Кавказа //Аналитический НТЖ ГеоИнжиниринг. №1 (3). 2007. С.46–50.
24. Попков В.И., Бондаренко Н.А. Тектоника орогенных сооружений Северо-Западного Кавказа // Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики. Мат. XLI Тектонического совещания. Том 2. М., ГЕОС, 2008. С. 125–130.
