Читать интересную книгу Строение и история развития литосферы - Коллектив авторов

Заметим, что граница Мохо в Амеразийском бассейне не является изотермической, т. е. температура на ней зависит от мощности коры. Этот же результат был получен ранее практически для всех пассивных переходных зон Мирового океана, в отличие от активных конвергентных зон Западной Пацифики (Смирнов, Сугробов, 1980), где был сделан вывод об изотермической природе границы Мохо.

Рис. 13. Сейсмический (v, км/с) и геотермический (изолинии – Т,°С) разрезы вдоль профилей «СЛО-92» (А) и «Арктика-2000» (В). Крапом показана область фракционного плавления в мантии.

Рис. 14. Распределение температур (Т,°С) (А) и теплового потока (мВт/м2) (Б) вдоль профиля «СЛО-8991».

В верхней мантии, в пределах твердой литосферы температура нарастает от 700–750°С до 1200°С на глубине 42–45 км. Кровля термической астеносферы, приуроченная к изотерме 1250°С с учетом РТ-условий для данной глубины, проявляется на глубине 50 км.

Таким образом, мы прогнозируем мощность литосферы под Котловинами Подводников равную 50 км. Это несколько меньшая мощность, чем у литосферы абиссальных котловин Мирового океана (70–80 км), но типичная для пассивных континентальных окраин атлантического типа. Именно такие оценки мощности литосферы были получены в Ангольской, Бразильской и Канарской континентальных окраинах при исследованиях теплового поля на трансатлантических геотраверсах (Подгорных, 1986). Полученные данные позволяют констатировать отсутствие новейшей тектономагматической активности в районе Котловин Подводников.

Анализ фонового теплового потока показал, что внутри литосферы Котловин Подводников он составляет 60–70 мВт/м2. Имеется тенденция некоторого увеличения фонового теплового потока вкрест простирания Котловины. Так, под Хребтом Менделеева он достигает 80 мВт/м2. Однако это вполне объяснимо влиянием структурно-теплофизических неоднородностей из-за пониженной теплопроводности неконсолидированных осадков Котловин по сравнению с обнажающимся складчатым комплексом Хребта Менделеева, обладающим более высокой теплопроводностью.

Котловины Подводников, исходя из имеющихся данных о строении земной коры, а также на основании моделирования толщины литосферы, можно рассматривать как структуры пассивной континентальной окраины Атлантического типа.

Анализ термического режима литосферы этих структур не позволяет говорить о проявлениях новейшей тектонической активности. По-видимому, Котловины Подводников сформированы на месте континентального блока, существовавшего в геологическом прошлом, при прогибании верхней части литосферы. Аналогичные по строению котловины авторы исследовали в Юкатанском бассейне Карибского моря (Кононов и др., 1990)

4. 3D-модели температурного поля в Западно-Арктическом бассейне

По своей тектонической структуре Западно-Арктический регион является типичной мозаичной областью, что не позволяет для него остановиться на методике двухмерного геотермического моделирования, которое по сравнению с трехмерной моделью с теми же геотермическими параметрами и геометрией дает априорную систематическую погрешность в 10–15 %. В связи с этим полученные результаты расчета глубинных температур не распространяются за пределы створа профиля. Для того, чтобы перейти к трехмерной модели, все профильные створы помещаются на единый трехмерный плот в координатах: «широта-долгота-глубина».

Точность расчетов оценивалась по двум критериям: во-первых, по совпадению модельного и измеренного в скважинах теплового потока; во-вторых, по совпадению температур на пересечении профилей. Метод наименьших квадратов, примененный для оценки погрешности глубины нахождения изотерм в створе пересечения профилей, показал, что она составляет 150 м, что при средней глубине расчета температур 30 км составляет относительную погрешность 0,5 %.

Особенностью трехмерного моделирования является установление температур, а следовательно, и всех остальных геотермических параметров в геометрии «широта-долгота-глубина» для всего региона. С помощью объемной интерполяции программы «TECPLOT» мы получили трехмерную картину распределения температур на всю глубину исследования (до 35 км) и для всего региона. Аналогичная процедура была применена и для рисовки трехмерной картины распределения теплового потока. Программа позволяет построить глубинные срезы температур и тепловых потоков на любой глубине, а также изотермические поверхности.

Проанализируем полученные результаты моделирования.

Наибольшие значения геотермических градиентов наблюдаются в юго-восточной и восточной частях Баренцева моря, прилегающих к Канину п-ову, о-ву Колгуев и арх. Новая Земля, а также в Южно-Карской впадине (см. рис. 2). Это естественно вызывает появление температурных аномалий на глубинных срезах. Величина аномалий температуры относительно фоновых значений изменяется от +20°С на глубине 3 км (при фоновых температурах 90–100°С) до +40°С на глубине 5 км (при фоновых температурах 125–140°С). Однако эти аномалии связаны не с высоким глубинным тепловым потоком в этом районе, а с относительно пониженной теплопроводностью разреза, т. к. в сторону континента увеличивается мощность сравнительно низкотеплопроводного гранитно-метаморфического слоя. Тем не менее, юго-восточная и восточная части Баренцева моря характеризуются подъемом изотермических поверхностей, в том числе и тех, которые контролируют температурный интервал катагенеза углеводородного вещества. С этим, по-видимому, связана приуроченность уже открытых нефтегазовых месторождений именно к «температурному куполу» на юго-востоке и востоке моря, что хорошо иллюстрируется на рис. 15 и рис. 16.

Рис. 15. 3D-модель геотемпературного поля Баренцево-Карского региона (изотермы, °С).

Рис. 16. Температурные карты срезы на глубине 3 (1), 4 (2) и 5 км (3) в Баренцевом море (точками показано расположение месторождений углеводородов)

Нами не исключается возможность нахождения месторождений в других частях Баренцева моря на большей глубине. Пользуясь теми же интерпретационными критериями о приуроченности месторождений к температурному интервалу катагенеза, можно предположить их нахождение на глубинах 6–8 км в юго-западной и западной частях моря и на глубинах 5,5–7,0 км – в северо-западной части (Хуторской, Подгорных, 2001).

По-видимому, сходная ситуация существует и в Карском море – термический купол Южно-Карской впадины пространственно совпадает с локализацией крупнейших месторождений углеводородов – Русановским и Ленинградским (Подгорных и др., 2001).

Анализируя трехмерную температурную модель, можно видеть подъем изотерм на всем интервале глубин (до 15 км) в Южно-Карской впадине, что свидетельствует о существовании аномалии теплового потока, протягивающейся вдоль меридиана 66°в.д., от центра Байдарацкой губы на север. Это согласуется с измерениями повышенного по сравнению с фоновым теплового потока в скважинах на Русановском и Ленинградском месторождениях (73 и 76 мВт/м2). По результатам моделирования температура на глубинных срезах 3, 4 и 5 км уменьшается от указанного меридиана в восточном направлении на относительную величину 10°С, и на меридиане 70°в.д., в районе Белоостровской впадины изотермы уже лежат горизонтально, что характеризует фоновый геотермический режим. Среднее значение теплового потока на Ямале составляет 53 мВт/м2, что заметно ниже теплового потока на акватории Южно-Карской впадины.

Подъем изотерм, формирующих «термический купол», выявлен и в Море Лаптевых. (рис. 17). Пространственно он приурочен к району акватории между о-вом Столбовой и устьем р. Яна. Применяя ту же аналогию, которая была показана для юго-восточной части Баренцева и южной части Карского морей, можно предположить, что южный сектор Моря Лаптевых является наиболее перспективным регионом для проведения геолого-разведочных работ на углеводородное сырье.

Рис. 17. 3D-модель температурного распределения в Евразийском секторе Арктики

Трехмерное геотермическое моделирование позволяет прогнозировать глубину поверхностей, ограничивающих интервал возможного нахождения углеводородных залежей, и этим оно отличается от двухмерного моделирования, которое не позволяет «заглянуть» за линию профиля. Особенно сильные различия в результатах оценки перспектив нефтегазоносности по геотермическим данным могут быть в случае изометричных, а не линейных структур. При изометричности, которая характерна для осадочных бассейнов Западно-Арктического региона, оценки глубин нахождения катагенетических температур по двухмерной модели дают значения относительного расхождения с оценками по трехмерной модели на 10–15 %. Этот факт не требует специальных доказательств, т. к. хорошо известен из классических работ по теории теплопроводности (Карслоу, Егер, 1964).