3. Обсуждение результатов
Сравнение полученных результатов с моделью Маккензи показывает, что за исключением профиля KS0913 прогибание в центральной части осадочного бассейна соответствует растяжению исходной коры примерно в 2,5-3,0 раза (Я = 2,5-3,0) (рис. 6). Для краевых частей бассейна растяжение значительно меньше и в целом определяется величиной коэффициента Я около 1,5-1,66. Независимую и более объективную оценку растяжения коры можно получить по данным сейсмических исследований, на которых величина наибольшего утонения коры будет отвечать наибольшему возможному растяжению. Среди геолого-геофизических профилей, по которым построены модели коры, наиболее близко расположенными к изучаемому бассейну, являются профили АР-1 и АР-2 (см. рис. 1). Для профиля АР-1 наименьшая мощность коры фиксируется южнее Западно-Лудловской ступени, где она не превышает примерно 20 км, тогда как мощность коры на Балтийском щите достигает примерно 40 км (рис. 7а) (Ivanova et al., 2011). Эта величина (40 км) и принимается за мощность коры, не подвергшейся растяжению. С учетом этого фиксируемое в пределах профиля АР-1 утонение коры не превышает 2,0 и заметно меньше, чем предполагаемое по величинам тектонического прогибания по модели Маккензи (см. рис. 6). В то же время в пределах профиля АР-2 наименьшая мощность коры фиксируется в Южно-Лунинском прогибе и на Лунинской седловине, где, по данным сейсмических исследований, присутствует зона, промежуточная по своим характеристикам между нижней корой и мантией (рис. 7б) (Ivanova et al., 2011). В зависимости от интерпретации этой зоны минимальная мощность коры здесь может оцениваться примерно от 20 до 12 км. Если взять среднюю величину, составляющую 16 км, то утонение коры по отношению к коре Балтийского щита будет оцениваться примерно в 2,5 раза, что довольно близко к оценкам, получаемым по модели Маккензи. Если учесть, что оба профиля АР-1 и АР-2 не пересекают центральной части Южно-Баренцевской впадины с наименее тонкой корой, то можно считать, что модель равномерного растяжения Маккензи (McKenzie, 1978) удовлетворительно описывает эволюцию рассматриваемого осадочного бассейна.
Рис. 6. Определение величины растяжения литосферы (коэффициент Я) по модели Маккензи (McKenzie, 1978) для псевдоскважин на краю (синие линии) и в центральной части (красные линии) осадочного бассейна, согласно данным из рис. 5. Красный пунктир -- наиболее вероятная форма графика тектонического прогибания -- продолжение четырех сближенных графиков в правой части для возрастов более 200 млн лет. Черная линия со стрелками на концах фиксирует отличие теоретического графика тектонического прогибания от расчетного и отвечает примерной глубине морского бассейна
Рис. 7. Изменение мощностей осадочного чехла, верхней и нижней консолидированной коры вдоль сейсмических профилей АР-1 (а) и АР-2 (б) по (Ivanova et al., 2011). Название структур приведено в соответствии с тектонической схемой на рис. 1
Величина коэффициента Я около 2,5-3,0 характеризует значительное утонение континентальной коры с существенным нарушением ее сплошности. На Атлантическом побережье Северной Америки близкие величины коэффициента Я фиксируются для скважины COSTB2, расположенной в зоне переходной континентальной коры, а при величинах коэффициента Я, достигающих примерно 5, континентальная кора полностью разрушается (Bond et al., 1995). Хотя прямые аналогии между Баренцевым морем и пассивной Атлантической окраиной Северной Америки могут быть некорректными, значительная величина утонения коры свидетельствует об интенсивности процессов рифтогенеза, в ходе которых происходило формирование осадочных бассейнов Баренцева моря. Величины коэффициента Я, фиксируемые для краевых частей осадочного бассейна, составляют около 1,5-1,66 и близки к таковым на шельфе Атлантического побережья Северной Америки (Bond et al., 1995).
Наиболее интенсивное прогибание фундамента осадочного бассейна происходит на начальных стадиях рифтогенеза, после чего прогибание резко замедляется и контролируется термическим остыванием литосферы (Bond et al., 1995; Allenand Allen, 2013). В рассматриваемых нами примерах наиболее интенсивная фаза рифтогенеза имела место в позднем девоне, тогда как, согласно расчету кривых тектонического прогибания, наиболее интенсивное прогибание происходило в перми и триасе. Необходимо отметить, что для смежного Тимано-Печорского региона наиболее интенсивное полное прогибание фиксируется для отложений верхнего девона (Малышев, 2002), что можно было бы ожидать и для осадочных бассейнов Баренцева моря. Наиболее реалистичное объяснение аналогичного противоречия для Северо-Баренцевской впадины было предложено К. Ф. Старцевой с соавторами (Startsevaet al., 2017) -- после рифтогенеза сформировался глубоководный бассейн, заполнение которого осадками произошло заметно позднее, что и отражено на кривых тектонического прогибания, рассчитываемых по мощности и литологическим характеристикам осадков без учета возможной глубины морского бассейна. По оценкам этих авторов, для приведения в соответствие построенных кривых тектонического прогибания и предполагаемых по модели Маккензи морской бассейн должен был начать заполняться осадками только в раннем триасе, когда его глубина достигала примерно 1,5 км, что противоречит имеющимся палеогеографическим реконструкциям, свидетельствующим о преобладании в раннем триасе мелководно-морских до прибрежных и флювиальных обстановок осадконакопления (Basovet al., 2009; Atlas..., 2009). Полученные нами кривые тектонического погружения предполагают, что активное заполнение осадками глубоководного прогиба началось уже в перми, что лучше соответствует палеогеографическим реконструкциям (Atlas., 2009). Оценки максимальной глубины морского бассейна для карбона разнятся от 1,0-1,5 км (Государственная., 2013) до 3,5 км (Государственная., 2003). Хотя форма кривых тектонического прогибания дает возможность получения оценки глубины бассейна лишь в первом приближении, глубина около 3,0-3,5 км представляется более вероятной (см. рис. 6).
Выводы
тектоніка басейн прогибание сейсмический
На основании изучения кривых тектонического прогибания реконструирована геодинамическая обстановка формирования южной части Восточно-Баренцевского осадочного бассейна. Полученные величины коэффициента Я фиксируют, что растяжение могло достигать 2,5-3,0. Близкие оценки получаются и по сейсмическим данным, свидетельствуя о возможности интерпретации рифтогенеза и эволюции осадочного бассейна с помощью модели равномерного растяжения Маккензи (McKenzie, 1978). Сходные величины коэффициента Я типичны для области развития переходной коры на современном Атлантическом побережье Северной Америки и указывают на интенсивность процессов позднедевонского рифтогене- за, приведшего к значительному утонению континентальной коры. Специфическая форма кривых тектонического прогибания с задержкой времени наиболее интенсивного прогибания относительно времени рифтогенеза обусловлена тем, что в результате позднедевонского рифтогенеза сформировался глубоководный прогиб, который был заполнен осадками лишь в триасе
Литература
1. Басов, В. А., Василенко, Л. В., Вискунова, К. Г., Кораго, Е. А., Корчинская, М. В., Куприянова, Н. В., Повышева, Л. Г., Преображенская, Э. Н., Пчелина, Т. М., Столбов, Н. М., Суворова, Е. Б., Супруненко, О. И., Суслова, В. В., Устинов, Н. В., Устрицкий, В. И., Фефилова, Л. А., 2009. Эволюция обстановок осадконакопления Баренцево-Северо-Карского палеобассейна в фанерозое. Нефтегазовая геология. Теория и практика 836, 1-44.
2. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1 000 000 (новая серия). Серия Северо-Карско-Баренцевоморская. Лист R39-40 -- о. Колгуев. Объяснительная записка, 2003 / Лопатин, Б. Г., Шкарубо, С. И. (под ред.). ВСЕГЕИ, Санкт-Петербург.
3. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1 000 000 (третье поколение). Серия Северо-Карско-Баренцевоморская. Листы R-39, 40 -- о. Колгуев -- прол. Карские Ворота. Объяснительная записка, 2013 / Лопатин, Б. Г., Рыбалко, А. Е. (под ред.). ВСЕГЕИ, Санкт-Петербург.
4. Малышев, Н. А., 2002. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов Европейского Севера России. УрО РАН, Екатеринбург.
5. Маргулис, Е. А., 2014. История формирования осадочного чехла Баренцево-Карского региона. Нефтегазовая геология. Теория и практика 9, 1-25.
6. Никишин, А. М., Ершов, А. В., Копаевич, Л. Ф., Алексеев, А. С., Барабошкин, Е. Ю., Болотов, С. Н., Веймарн, А. Б., Коротаев, М. В., Фокин, П. А., Фурнэ, А. В., Шалимов, И. В., 1999. Геоисторический и геодинамический анализ осадочных бассейнов. МПР РФ, Москва.
7. Соболев, Н. Н., Дараган-Сущева, Л. А., Худолей, А. К., Васильев, В. Е. и др., 2008. Оценка ресурсного потенциала осадочных бассейнов севера Евразии на основе литогеодинамического анализа. Отчет о результатах работ по Государственному контракту от 13.04.2006 г. № К-41.13.04.06.003. ВСЕГЕИ, Санкт-Петербург.
8. Худолей, А. К., 2004. Континентальный рифтогенез и пассивные окраины: тектоника и эволюция осадочных бассейнов. Санкт-Петербургский государственный университет, Санкт- Петербург.
9. Шипилов, Э. В., Тарасов, Г. А., 1998. Региональная геология нефтегазоносных осадочных бассейнов Западно-Арктического шельфа России. Кольский НЦ РАН, Апатиты.
10. Allen, P A., Allen, J. R., 2013. Basin Analysis: Principles and Application to Petroleum Play Assessment. Wiley-Blackwell.
11. Atlas. Geological History of the Barents Sea, 2009 / Smelror, M., Petrov, O. V., Larssen, G. B., Werner, S. (Eds). Geological Survey of Norway, Trondheim.
12. Bond, G. C., Kominz, M. A., 1984. Construction of tectonic subsidence curves for the early Paleozoic miogeocline, southern Canadian Rocky Mountains: Implications for subsidence mechanisms, age of breakup, and crustal thinning. Geol. Soc. Am. Bull. 95, 155-173.
13. Bond, G. C., Kominz, M. A., Sheridan, R. E., 1995. Continental terraces and rises. In: Tectonics of Sedimentary Basins / Busby, C. J., Ingersol, R. V (Eds), Blackwell Scientific Publications, Boston, 149-178.
14. Faleide, J. I., Pease, V., Curtis, M., Klitzke, R, Minakov, A., Scheck-Wenderoth, M., Kostyuchenko, S., Zayonchek, A., 2018. Tectonic implications of the lithospheric structure across the Barents and Kara shelves. Geological Society, London, Special Publications 460 (1), 285-314.
15. Henriksen, E., Ryseth, A. E., Larssen, G. B., Heide, T., Ronning, K., Sollid, K., Stoupakova, A. V., 2011. Tectonostratigraphy of the greater Barents Sea: implications for petroleum systems. Geological Society, London, Memoirs 35, 163-195.
16. Ivanova, N. M., Sakulina, T. S., Belyaev, I. V., Matveev, Y. I., Roslov, Y. V., 2011. Depth model of the Barents and Kara seas according to geophysical surveys results. Geological Society, London, Memoirs 35, 209221.
17. McKenzie, D., 1978. Some remarks on the development of sedimentary basins. Earth Planet. Sci. Lett. 40, 25-32.
18. Rьpke, L. H., Rodladchikov, Y. Y., Schmid, D. W., 2008. Automated Thermotectono stratigraphic Reconstruction of Sedimentary Basins in Frontier Areas. In: 70th EAGE Conference and Exhibition Incorporating SPE EUROPEC 2008, 309-326.
19. Rьpke, L. H., Schmid, D. W., Hartz, E. H., Martinsen, B., 2010. Basin modelling of a transform margin setting: structural, thermal and hydrocarbon evolution of the Tano Basin, Ghana. Pet. Geosci. 16, 283-298.
20. Startseva, K. F., Nikishin, A. M., Malyshev, N. A., Nikishin, V. A., Valyushcheva, A. A., 2017. Geological and geodynamic reconstruction of the East Barents megabasin from analysis of the 4-AR regional seismic profile. Geotectonics 51, 383-397.
21. Theissen-Krah, S., Zastrozhnov, D., Abdelmalak, M. M., Schmid, D. W., Faleide, J. I., Gernigon, L., 2017.
22. Tectonic evolution and extension at the More Margin -- Offshore mid-Norway. Tectonophysics 721, 227238.
References
1. Allen, P A., Allen, J. R., 2013. Basin Analysis: Principles and Application to Petroleum Play Assessment. Wiley-Blackwell.
2. Atlas. Geological History of the Barents Sea, 2009 / Smelror, M., Petrov, O. V., Larssen, G. B., Werner, S. (Eds). Geological Survey of Norway, Trondheim.
3. Basov, V. A., Vasilenko, L. V., Viskunova, K. G., Korago, E. A., Korchinskaya, M. V., Kupriyanova, N. V., Povysheva, L. G., Preobrazhenskaya, E. N., Pchelina, T. M., Stolbov, N. M., Suvorova, E. B., Suprunenko, O. I., Suslova, V. V., Ustinov, N. V., Ustritsky, V. I., Fefilova, L. A., 2009. Evolution of sedimentary environments of the Barents-North Kara palaeobasins in the Phanerozoic. Neftegazov. Geol. Teor. i Prakt. 836, 1-44. (In Russian)
4. Bond, G. C., Kominz, M. A., 1984. Construction of tectonic subsidence curves for the early Paleozoic miogeocline, southern Canadian Rocky Mountains: Implications for subsidence mechanisms, age of breakup, and crustal thinning. Geol. Soc. Am. Bull. 95, 155-173.
5. Bond, G. C., Kominz, M. A., Sheridan, R. E., 1995. Continental terraces and rises. In: Busby, C. J., Inger- sol, R. V. (Eds), Tectonics of Sedimentary Basins. Blackwell Scientific Publications, Boston, 149-178.
6. Faleide, J. I., Pease, V., Curtis, M., Klitzke, P., Minakov, A., Scheck-Wenderoth, M., Kostyuchenko, S., Zay- onchek, A., 2018. Tectonic implications of the lithospheric structure across the Barents and Kara shelves. Geological Society, London, Special Publications 460 (1), 285-314. https://doi.org/10.1144/ SP460.18
7. Henriksen, E., Ryseth, A. E., Larssen, G. B., Heide, T., R0nning, K., Sollid, K., Stoupakova, A. V., 2011. Tec- tonostratigraphy of the greater Barents Sea: implications for petroleum systems. Geological Society, London, Memoirs 35, 163-195.
8. Ivanova, N. M., Sakulina, T. S., Belyaev, I. V., Matveev, Y. I., Roslov, Y. V., 2011. Depth model of the Barents and Kara seas according to geophysical surveys results. Geological Society, London, Memoirs 35, 209221.
9. Khudoley, A. K., 2004. Continental rifting and passive margins: tectonics and evolution of sedimentary basins, textbook SPbGU. Saint-Petersburg State University Publ., St. Petersburg. (In Russian)
10. Geological State Map of the Russian Federation. Scale 1:1000000 (New Seies). North Kara-Barents Sea series. Sheets R 38-40 -- Kolguev Is. Explanation text, 2003 / Lopatin, B. G., Shkarubo, S. I. (Eds). VSEGEI Publ., St. Petersburg. (In Russian)
11. Geological State Map of the Russian Federation. Scale 1:1000000 (Third Generation). North Kara-Barents Sea series. Sheets R-39,40 -- Kolguev Is. -- Karskie Vorota Strait. Explanation text, 2013 / Lopatin, B. G., Rybalko, A. E. (Eds). VSEGEI Publ., St. Petersburg. (In Russian)
12. Malyshev, N. A., 2002. Tectonics, evolution and oil and gas of sedimentary basins of the European North of Russia. UrO RAN Publ., Ekaterinburg. (In Russian)
13. Margulis, E. A., 2014. History of formation of sedimentary cover of the Barents-Kara region. Neftegazov. Geol. Teor. i Prakt. 9, 1-25. (In Russian)
14. McKenzie, D., 1978. Some remarks on the development of sedimentary basins. Earth Planet. Sci. Lett. 40, 25-32.
15. Nikishin, A. M., Ershov, A. V., Kopaevich, L. F., Alekseev, A. S., Baraboshkin, E. Iu., Bolotov, S. N., Vei- marn, A. B., Korotaev, M. V., Fokin,P A., Furne, A. V., Shalimov, I. V., 1999. Geohistorical and geodynamic analysis of sedimentary basins. MPR RF Publ., Moscow. (In Russian)
16. Rьpke, L. H., Podladchikov, Y. Y., Schmid, D. W., 2008. Automated Thermotectonostratigraphic Reconstruction of Sedimentary Basins in Frontier Areas. In: 70th EAGE Conference and Exhibition Incorporating SPE EUROPEC 2008. pp. 309-326.
17. Rьpke, L. H., Schmid, D. W., Hartz, E. H., Martinsen, B., 2010. Basin modelling of a transform margin setting: structural, thermal and hydrocarbon evolution of the Tano Basin, Ghana. Pet. Geosci. 16, 283-298.
18. Shipilov, E. V., Tarasov, G. A., 1998. Regional Geology of oil and gas sedimentary basins of the Western Arctic shelf of Russia. KNTs RAN Publ., Apatity. (In Russian)
19. Startseva, K. F., Nikishin, A. M., Malyshev, N. A., Nikishin, V. A., Valyushcheva, A. A., 2017. Geological and geodynamic reconstruction of the East Barents megabasin from analysis of the 4-AR regional seismic profile. Geotectonics 51, 383-397.
20. Theissen-Krah, S., Zastrozhnov, D., Abdelmalak, M. M., Schmid, D. W., Faleide, J. I., Gernigon, L., 2017. Tectonic evolution and extension at the More Margin -- Offshore mid-Norway. Tectonophysics 721, 227238.