Динамика формирования локальных структур как показатель нефтегазоносности

Палеотектоническими исследованиями устанавливается в определенных показателях различная тектоническая активность, т.е. тектонодинамика формирования структурных форм. Одновременно аналогичными критериями могут быть охарактеризованы и крупные зоны поднятий. Как показывают палеотектонические построения по наиболее выраженным структурам Азово-Кубанского, Тимано-Печорского и других нефтегазоносных бассейнов молодых и древних платформ, темп роста их существенно меняется за геологическую историю и особенно для продуктивных структур.

Для промышленно нефтегазоносных поднятий минимальные скорости роста на ранних этапах развития (в раннем мезозое – для структур эпигерцинских платформ, в раннем палеозое – для структур древних платформ) достигают 30-40 м/млн. лет. Максимальная интенсивность в развитии большинства структур и структурных зон древнего заложения, содержащих залежи газа, как правило, не превышала 30 м/млн. лет, а залежи нефти – достигала 70-80 м/млн. лет; палеоамплитуда при этом изменялась на этапе заложения от 30 до 70-80 м и более.

В период седиментации при незначительном превышении темпа прогибания над темпом роста поднятий активность нефтенакопления снижается. При более активном росте или изменении соотношения на обратное структура продолжает развитие с темпом, равным разности скоростей, а темп нефтенакопления возрастает. Расчеты времени проявления главной фазы генерации нефти,
выполненные А.И. Дьяконовым, Н.В. Лопатиным, В.И. Ручновым, показывают, что этапы наиболее интенсивного развития нефтеносных складок в большинстве случаев синхронны или предшествуют этапам активной генерации нефти.

Для продуктивных структур и структурных зон, где отсутствует нефтегазонакопление, фиксируются, как правило, скорости развития, не превышающие в периоды тектонической активности 10 м/млн. лет. Палеоамплитуды у таких поднятий минимальны (не более 10-15 м), что практически исключает их из числа ловушек, благоприятных для формирования залежей нефти и газа. Таким образом, наибольшее число месторождений и залежей в нефтегазоносных бассейнах молодых и древних платформ приурочено к структурным ловушкам, амплитуда которых на этапе заложения превышала 20-25 м, а современная составляет не менее 50-60 м. Как показывает анализ тектонических условий нефтегазонакопления, максимальный эффект нефтенасыщения коллекторов в структурных ловушках достигается при скоростях, превышающих 35-40 м/млн. лет, с ростом активности и масштабов нефтенакопления, а газонакопления – при значениях до 20-25 м/млн. лет.

Принимая во внимание результаты статистической обработки материалов, для конседиментационно развивающихся структур и структурных зон в условиях восстановительной фациально-геохимической обстановки при сапропелевогумусовым типе ОВ наибольшая интенсивность нефтенакопления достигается при соотношении скоростей роста локальных структур (Vp) и седиментации (Vc), равном Vp /Vc ? 1 (когда Vc = 40–50 м/млн. лет). В этом случае в качестве оценочного показателя рекомендуется учитывать также коэффициент контрастности, характеризующий суммарную амплитуду скорости роста локального поднятия (м/млн. лет) по отношению к смежной зоне максимального опускания.

Палеотектоническое изучение структур с установленной промышленной нефтегазоносностью показывает, что наибольшей степенью нефтенасыщения коллекторов («до замка»), в т.ч. в зонах нефтенакопления, обладают те из них, контрастность развития которых не менее 80-90 м/млн. лет. В свете этого может быть сделан вывод о том, что величина контрастности, превышающая 80-90 м/млн. лет, обеспечивает более оптимальные условия нефтенакопления в ловушках древнего заложения (до главной фазы нефтеобразования).

Применение тектонодинамических показателей заключается также в установлении динамических параметров формирования структур на основе количественного анализа перерывов и несогласий. По величине мощности размытых осадков и продолжительности перерыва для этапов наиболее активного развития структур определяются скорости роста, изменение амплитуд и контрастность развития. Эти данные группируются в трех значениях скоростей седиментации: минимальных – от 15 до 25 м/млн. лет, средних – от 25 до 40 м/млн. лет и максимальных – от 40 м/млн. лет и выше. Соответственно рассчитываются величины контрастности, составляющие для тех же градаций: от 30 до 50, от 50 до 80 и более 80 м/млн. лет, и определяется отношение палеоамплитуд на этапе заложения к современной: менее 0,3; от 0,3 до 0,5 и более 0,5 км.

Полученные величины тектонических показателей используются при оценке нефтегазоносности в качестве определяющих критериев прогноза. Последние в тесной генетической связи с геохимическими и термобарическими показателями главных фаз и зон нефтеобразования (ГФН, ГЗН) позволяют прогнозировать тип углеводородного флюида и качественно масштабы генерации и аккумуляции раздельно по нефти и газу.

На рис. 47 и рис. 48 представлены рассмотренные тектонодинамические критерии раздельного прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов платформ (рис. 47): А – скорость прогибания (темп седиментации), м/млн. лет; (рис. 48): Б – время заложения и скорости роста локальных структур, м/млн. лет. Осадочные бассейны: 1 – Азово-Кубанский: а – юрские отложения южной зоны Восточно-Кубанской впадины, б – нижнемеловые отложения южной зоны Западно-Кубанского прогиба, в – юрские отложения северной части Восточно-Кубанской впадины; I – нефтегазоконденсатные месторождения в структурных ловушках юрского заложения (Кузнецовское, Кошехабльское), II – нефтяные залежи в меловых структурах (Тульская, Безводненская), III, IV – газоконденсатные месторождения в юрских и меловых структурах (Майкопской, Некрасовской, Великой); 2 – Западно-Сибирский: а – нижнемеловые и сеноманские отложения Нижневартовско-Сургутского и Надымско-Тазовского регионов, б – нижне-среднеюрские отложения (тюменская свита), в – юрские отложения Среднего Приобья; I, II – нефтяные месторождения в структурных ловушках юрского и раннемелового заложения (Сургутского, Нижневартовского, Пурпейского, Александровского и других сводов), III – наиболее крупные газовые и газонефтяные месторождения в поднятиях раннемелового заложения (Тазовское, Заполярное и др.); 3 – Среднекаспийский: а – триасовые отложения Прикумско-Тюленевского вала и южного борта Манычского прогиба, б – нижнесреднеюрские и нижнемеловые отложения южной зоны Терско-Кумского прогиба, в – юрские отложения зоны Черногорской моноклинали; I, II – нефтяные и нефтегазовые месторождения Прикумско-Тюленевского вала в структурных ловушках юрского (Русский Хутор, Южно-Сухокумская, Озексуатская) и раннемелового (Величаевская, Зимнеставкинская) заложения, III – нефтяные месторождения в структурах мел-палеогенового заложения Терско-Сунженской зоны, IV – прогнозируемая нефтегазоносность в структурах подсолевого комплекса той же зоны; 4 – Каракумский: а – юрские и меловые отложения Мургабского прогиба, б – юрские отложения Амударьинской впадины, в – меловые отложения Амударьинской впадины; I – нефтегазовые скопления в структурах юрского заложения Мургабской и Амударьинской впадин (Карабаирская, Шуртепинская, Денгизкульская), II – газонефтяные скопления в структурах позднеюрско-раннемелового заложения Амударьинской впадины (Чарджоуская, Уртабулакская), Каганской и Мубарекской зон, III – газовые месторождения в структурах мелового заложения (Шатлыкской, Ачакской и др.); 5 – Бенгальский и Ассамский: а – отложения олигоцена (серия бараил), нижнего-среднего миоцена (нижнебхубанская и среднебхубанская свиты) Ассамского, южной и восточной зон Бенгальского прогибов, б – те же отложения Силхетской впадины; I – нефтяные месторождения (Ассамский и Ирравадийский бассейны), II – прогнозируемая нефтегазоносность в структурах мел-палеогенового заложения “Западной” и “Средней” зон краевого прогиба (Инани, Майю, Рендж и др.), III – газовые месторождения в структурах палеогенового заложения (Силхет, Чаттак, Разидпур и др.); 6 – Тимано-Печорский: а – отложения среднего девона и карбона – нижней перми Колвинского мегавала, б – отложения девона, карбона и нижней перми Среднепечорского поднятия и Варандей-Адзьвинской зоны, отложения среднего девона Верхнепечорской впадины, пермокарбона и триаса Денисовской впадины; I, II – нефтяные месторождения в девонских и пермокарбоновом комплексах в структурах раннепалеозойского заложения Колвинского мегавала, Хорейверской и Варандей-Адзьвинской зон, III – нефтегазовые и газонефтяные месторождения в девонском и пермокарбоновом комплексах в структурах позднепалеозойского заложения Денисовской впадины и Среднепечорского поднятия, IV – газовые и газоконденсатные месторождения в комплексах среднего девона и пермокарбона в структурах позднепалеозойского заложения Верхнепечорской впадины, прогнозируемая газоносность в ордовикско-нижнедевонском и среднедевонско-нижнефранском комплексах в структурах позднего заложения Денисовской впадины.

На примере нефтегазоносных бассейнов молодых и древних платформ, краевых и смежных геосинклинальных прогибов (рис. 27-35) установлен ряд количественных зависимостей между тектонодинамическими показателями (скорости и градиенты скоростей накопления нефтематеринских осадков, время заложения локальных поднятий, скорости и контрастность роста структур), времени основного этапа нефтеобразования и газообразования. Выявлены направленность в изменении параметров ГФН (ГЗН) для различных геологических условий и общий характер зависимости между скоростью седиментации и катагенетическими показателями.

Указанные данные сведены в таблице 6 и свидетельствуют об определяющей роли динамотектонических условий и тектонодинамических показателей в раздельном прогнозе нефтегазоносности. Существует четкая зависимость между скоростью седиментации нормально морских терригенных и терригенно-карбонатных формаций, степенью восстановленности осадка, относительным содержанием биомассы и органического вещества. Как отмечалось ранее, чем выше скорость седиментации, тем более восстановленный характер носят осадки, выше содержание сапропелевого ОВ и лучше условия преобразования его в углеводороды. Так, в терригенно-карбонатных формациях мезозоя и кайнозоя во впадинах молодых платформ и среднего-верхнего палеозоя древних платформ преобладают глинисто-алевритовые породы, формировавшиеся в условиях высоких скоростей (50-60 м/млн. лет) и градиентов скоростей седиментации (80-100 м/млн. лет). Они принадлежат к наиболее восстановленным сульфидной и сульфидно-сидеритовой геохимическим фациям, характеризуются повышенными значениями сапропелевого ОВ и нефтегазоматеринским потенциалом, превышающим 500 граммов автохтонных углеводородов на 1 м3 породы.

В зонах уменьшенной мощности палеозойских формаций с темпом седиментации менее 20-25 м/млн. лет и градиентами 40-50 м/млн. лет в разрезе доминируют песчано-алевритовые и глинисто-известковые осадки, формировавшиеся в условиях слабо восстановленной и нейтральной фациально-геохимической обстановки, благоприятной для накопления преимущественно гумусового ОВ и генерации углеводородного газа.

Фактические данные по нефтегазоносным бассейнам платформ и краевых прогибов подтверждают ведущее значение темпа прогибания, скоростей и градиентов скоростей седиментации как определяющих показателей раздельного прогноза нефтеносности и газоносности.

Рассмотрим наиболее характерные примеры подтверждения отмеченных показателей (рис. 47). В Западно-Сибирском осадочном бассейне нефтегазосодержащие комплексы формировались при скоростях погружения: до 30 м/млн. лет – в тюменской свите нижней-средней юры Нижневартовско-Сургутского района, от 25 до 50 м/млн. лет – в той же свите Надым-Тазовского междуречья; до 20 м/млн. лет – в верхней юре; от 30 до 60 м/млн. лет – в берриасе-сеномане Нижневартовско-Сургутского района; от 40 до 80 м/млн. лет – в Надым-Тазовском междуречье и до 20 м/млн. лет – в туроне-маастрихте.

Количество ОВ возрастает в лагунных и нормально морских шельфовых осадках в зонах конседиментационных поднятий, причем в направлении впадин содержание органического вещества увеличивается до 2,0-2,3% в васюганской и до 1,5-2,6% – в мегионской свитах Надымской, Уренгойской, Нижневартовской и других конседиментационных структур. ОВ здесь сапропелевого и сапропелево-гумусового типа, а осадки характеризуются высокой степенью восстановленности – до сульфидно-сидеритовой геохимической фации.

В зонах развития континентальных и эпиконтинентальных фаций сокращенной мощности (в пределах Тазовского, Заполярного, Русского и других поднятий) содержание ОВ в свитах юры снижается до 0,9-1,3 % в тюменской, до 0,8-1,0% – в васюганской и до 0,6% – в мегионской. Органическое вещество имеет гумусово-сапропелевый и гумусовый состав, а вмещающие его глины – слабо восстановленный характер сидеритовой геохимической фации.

Рассматривая закономерности размещения нефтегазоносности в Западно-Сибирском осадочном бассейне в зависимости от палеотектонических факторов, М.Я. Рудкевич указывает на генетическую связь образования углеводородов с «эпохами ускоренного прогибания» и приуроченность преимущественно залежей нефти к толщам, формирование которых происходило в условиях «особо энергичного погружения», включая постседиментационное.

Приведенные показатели, а именно: высокое содержание ОВ в глинистых породах юры и нижнего мела, сапропелево-гумусовый его тип и благоприятные фациально-геохимические условия – позволяют сделать вывод о преимущественной нефтеносности и благоприятных предпосылках формирования зон нефтегазонакопления в юрских отложениях Надым-Тазовского междуречья. Темп погружения в юре и нижнем мелу достигал здесь 50 м/млн. лет, что хорошо согласуется с нефтегазоконденсатным типом углеводородного флюида уникального Уренгойского месторождения.

Высокая концентрация промышленных скоплений нефти в нижнемеловых и сеноманских отложениях Нижневартовско-Сургутского района Среднеобской области, скорость накопления которых превышала 50 м/млн. лет, обеспечивается наличием значительных по размерам структур древнего заложения. Существующая прямая зависимость между темпом седиментации и масштабами нефтенакопления, по-видимому, связана с энергетической стороной процессов генерации и аккумуляции нефти. При увеличении скоростей погружения запас упругой и тепловой энергии в нефтематеринском пласте, необходимой для генерации и эмиграции микронефти, резко возрастает. Низким энергетическим потенциалом юрских отложений и невысокими скоростями седиментации (не более 30 м/млн. лет) объясняются рассеянный по разрезу характер нефтеносности и рост газосодержания в нефтях Среднего Приобья.

В Мургабской и Амударьинской впадинах Каракумского осадочного нефтегазоносного бассейна главные газонефтесодержащие комплексы юры и мела, по данным анализа мощностей, формировались в условиях скоростей погружения и близких по величине градиентов скоростей в Мургабской от 40 до 80 м/млн. лет в мелу, в Амударьинской от 20 до 35 м/млн. лет – в юре, от 15 до 30 м/млн. лет – в раннем и от 20 до 35 м/млн. лет – в позднем мелу. Скорость накопления осадков на склонах крупных конседиментационных поднятий в условиях компенсированного прогибания и нормально морской терригенной седиментации составляет 15-25 м/млн. лет (Шатлыкское, Майское, Кабаклинское, Денгизкульское и др.).

Устанавливается эпиконтинентальный и нормально морской мелководношельфовый характер осадков юры и нижнего мела. Содержание ОВ в породах изменяется от 0,5 до 3,5%, составляя в среднем 1,5-2,0%; причем в прогибах доминирует ОВ смешанного типа, а в краевых зонах преобладает гумусовый состав. Одновременно к центру прогибов происходит увеличение степени восстановленности среды – до сульфидно-сидерито-вой геохимической фации. Таким образом, преимущественная газоносность и газонефтеносность в Амударьинской и других впадинах Каракумского бассейна приурочена к зонам с умеренным темпом прогибания до 30-35 м/млн. лет в юрское и до 25-30 м/млн. лет – в меловое время. На участках с более полными разрезами юрско-меловых отложений, формировавшихся в условиях скоростей прогибания, превышавших 30-35 м/млн. лет, жидкие флюиды доминируют над газовыми; при этом в нефтегазоматеринских породах увеличивается содержание сапропелевого ОВ (Денгизкульская, Кандымская, Аккумская и другие площади). Исходя из этого, в более погруженных зонах Амударьинской и Мургабской впадин и других в юрском подсолевом комплексе с темпом седиментации до 25-35 м/млн. лет устанавливается нефтегазоносность, фиксируемая в пределах локальных поднятий Уртабулакской и Култакской антиклинальных зон.

В Среднекаспийском бассейне мезозойские отложения по формационному составу, мощности, соотношению проницаемых и флюидоупорных пород идентичны Азово-Кубанскому. На платформенном борту Терско-Каспийского прогиба (площади Урожайненская, Зимняя ставка, Колодезно-Величаевская и др.) скорости накопления нефтеносных осадков карбонатно-терригенной формации триаса превышают 40-50 м/млн. лет. В южном секторе прогиба (площади Заманкул, Малгобек, Али-Юрт и др.) при сохранении мощности отложений в значениях, близких с расположенными южнее на Черногорской моноклинали, темп седиментации в средне-позднеюрское время превышал 35-40 м/млн. лет. Здесь же отмечается высокая степень восстановленности осадков (до сульфидной и сульфидно-сидеритовой геохимической фации).

Нефтегазопроизводящие породы нижнего мела, как и подстилающие их более древние отложения, отличаются повышенным содержанием в глинах сапропелево-гумусового ОВ (более 1,0-1,5%), накапливались они в условиях резко восстановительной фациально-геохимической обстановки при скоростях седиментации не менее 20-25 м/млн. лет. Интенсивные погружения со скоростями свыше 40 м/млн. лет продолжались здесь в течение палеогенового и неогенового времени. При этом зоны с наибольшим темпом накопления осадков (свыше 30-40 м/млн. лет) отличаются повышенной концентрацией сапропелевого ОВ, а также увеличением количества нефти, образуя преимущественно зоны нефтегазонакопления.

В Бенгальском осадочном бассейне и в соседних Ассамском и Ирравадийском тектонодинамические показатели нефтегазонакопления изучались применительно к осадочным комплексам олигоцена (серия бараил) и нижнего-среднего миоцена (нижнебхубанская и среднебхубанская свиты). Наибольшую мощность рассматриваемые отложения имеют в южной части Бенгальского краевого прогиба, в погруженной части геосинклинального и платформенного бортов: соответственно с амплитудой прогибания от 0,5 до 1,0; 0,6-1,0 и 0,4-0,6 км за геологический век. Представлены они глинами с пачками песчаников. Минимальная мощность отмечается в северной части бассейна, а максимальная – в юго-восточной; скорости прогибания, не превышающие в олигоцене-миоцене 30-35 м/млн. лет, свойственны району Силхетской впадины.

В юго-восточном направлении темп седиментации резко возрастает, достигая в олигоцене 70-80 м/млн. лет. Близкую мощность имеют осадки в Ассамском и Ирравадийском осадочных бассейнах, а также палеогеновые отложения в Камбейском бассейне.

Сопоставляя данные по темпу прогибания с содержанием органического вещества и степенью восстановленности среды, получаем определенную зависимость. Отложения, обогащенные ОВ (до 1,5-2,0%) и относимые к нефтегазоматеринским, формировались в условиях скоростей седиментации 50-60 м/млн. лет, имея при этом резко восстановленный фациально-геохимический характер. Как показывает анализ фактической нефтегазоносности, размещение зон преимущественного газонакопления приходится на части бассейна, темп седиментации в которых не превышал 30 м/млн. лет. При значениях скоростей более 30-40 м/млн. лет и градиентов 70-80 м/млн. лет активизируются процессы нефтенакопления (Ассамский НГБ, восточные погруженные участки Бенгальского НГБ по олигоценовому и неогеновому комплексам).

Прогнозное значение рассмотренных тектонодинамических показателей раздельного формирования газовых и нефтяных месторождений (графы 2, 3, табл. 6) основывается на закономерности, вытекающей из приведенных данных, которая заключается в следующем: образование очагов генерации нефти и нефтяных месторождений в условиях активного проявления ГЗН при сапропелевом и смешанном типе ОВ связано с зонами повышенных скоростей, амплитуд и градиентов прогибания (40-60 м/млн. лет, более 0,5 км за геологический век, более 80 м/млн. лет). Генерация газа с формированием преимущественно газовых месторождений активизируется при гумусовом и смешанном ОВ при меньших скоростях, амплитуде и градиентах прогибания (20-30 м/млн. лет, менее 0,3 км за геологический век, до 50-60 м/млн. лет).

Время формирования локальных структур и структурных зон определяется на основе детальных палеотектонических реконструкций. Одновременно устанавливается конседиментационный характер развития структурной зоны или локального поднятия, а по градиенту изменения мощности рассчитываются палеоамплитуда на этапе заложения и скорость роста структурной ловушки. Все палеотектонические построения по оценке тектонодинамических показателей выполняются на современной сейсмостратиграфической и сейсмофациальной основе.

Рассмотрим особенности использования предложенных показателей на примере ряда осадочных нефтегазоносных бассейнов. Как показывает комплексный анализ результатов их апробации, специфика полученных данных заключается в четко выраженной генетической связи динамотектонических факторов, и прежде всего тектонической активности, в определенных значениях с газоносностью или нефтеносностью (рис. 48).

В Тимано-Печорском осадочном бассейне преимущественное формирование крупных нефтяных месторождений связано со структурными ловушками древнего (ордовикско-силурийского и девонского) заложения, прирост амплитуды которых к карбону составлял не менее 40% от современной, а скорость роста структур превышала, как правило, 40 м/млн. лет. К ним относятся также инверсионно-унаследованные поднятия с крупнейшими нефтяными месторождениями, такие как Усинское, Возейское, Харьягинское, а также конседиментационные унаследованные с рифогенными ловушками – Среднемакарихинское, Баганское, Сандивейское, Салюкинское, им. Титова и другие, в том числе и на Печороморском Арктическом шельфе – Приразломное, Восточно-Гуляевское, Гуляевское, Северо-Гуляевское. Образование газовых и газоконденсатных залежей независимо от размера приурочено к структурам позднекарбоново-пермского и более молодого заложения, прирост амплитуды которых составлял до 15%, а скорость роста не превышала 25 м/млн. лет. Это, прежде всего, уникальное Вуктыльское газоконденсатное месторождение в карбонатах московского яруса, Западно-Соплеское газокоденсатное – в песчаниках среднего девона, а также Рассохинское, Курьинское, Ванейвиское, Василковское, Кумжинское, Коровинское и др., в т.ч. на Печороморском шельфе – Северо-Гуляевское нефтегазоконденсатное, Поморское газоконденсатное и крупное прогнозируемое Русское ГК месторождение. При значениях темпа развития в интервале от 25 до 40 м/млн. лет образуются месторождения смешанного типа с вариациями по мере увеличения темпа – от газоконденсатнонефтяных (Ярейюское, Хыльчуюское, Лаявожское и др.) до нефтегазовых (Шапкинское, Южно-Шапкинское, Кыртаельское). Скорости роста структурных ловушек свыше 40 м/млн. лет соответствуют нефтяным месторождениям (Усинское, Возейское, Верхне-Возейское, Харьягинское и др.).

В Западно-Сибирском осадочном бассейне по результатам исследований зависимости степени продуктивности локальных структур от времени заложения и прироста амплитуды, выполненных А.Я. Эдельштейном и М.Я. Рудкевичем, установлена зависимость величины запасов углеводородов от степени прироста амплитуды. На примере поднятий Сургутского, Александровского и других сводов четко фиксируется приуроченность наиболее значительных скоплений нефти в неокоме к структурным ловушкам позднеюрского или более раннего заложения с интенсивным характером развития в меловое время. Прирост амплитуды складок в неокоме составил более 50% амплитуды по кровле юры.

На степень заполнения структурных ловушек и распределение нефти в залежах, по данным А.Я. Эдельштейна, существенное влияние оказывают палеогипсометрические соотношения локальных поднятий друг с другом и с более крупным тектоническим элементом, частью которого они являются. Для учета влияния этого фактора предложен коэффициент контрастности, представляющий суммарное изменение амплитуды ловушки (м) по отношению к смежной синклинали.

Использование обширного материала по другим геоструктурным зонам Западно-Сибирского бассейна показывает определяющее влияние на нефтегазонакопление таких показателей, как время заложения, скорость роста структуры и контрастность ее развития. Нефтепродуктивными, как правило, являются все локальные поднятия, скорость роста которых на ранних этапах развития (до ГФН) составляла 45-50 м/млн. лет и более, а амплитуда – не менее 50% от современной. К их числу относится большинство нефтегазоносных структур Сургутского, Нижневартовского, Пурпейского, Каймысовского, Александровского и других сводов.

При менее интенсивном развитии структурных ловушек (до 20-30 м/млн. лет) в них доминирует газонакопление. К ним относятся: Шатлыкское в Мургабском прогибе Каракумского НГБ; Южно-Мубарекское, Ташлыкское, Сарычинское и др. в прелелах Бухарской ступени того же НГБ.

Анализ развития локальных структур Среднекаспийского бассейна, выполненный ранее для Прикумско-Тюленевского вала, позволяет выделить ловушки позднетриасово-юрского заложения с темпом роста в ранней юре и перед ранним мелом до 50 м/млн. лет и амплитудой до 60% от современной (Русский Хутор, Южно-Сухокумская, Озексуатская и др.). Кроме того, обособляется группа структур раннемелового заложения со скоростью роста до 40-50 м/млн. лет и амплитудой к палеогену до 50% от современной (Величаевская, Зимнеставкинская и др.). Как и в Западном Предкавказье, около 70% складок допозднемелового формирования с указанными скоростями роста являются нефтеносными. При меньшем фиксированном темпе развития и приросте амплитуды 30-40% от современной преобладает газонефтяной и нефтегазоконденсатный характер насыщения ловушек (Аки-Бурульская, Ермолинская, Краснокамышенская и др.). Малоамплитудные локальные структуры палеогенового (Максимокумская, Приозерненская и др.) и раннемиоценового заложения (Чкаловская, Правокумская, Ачикулакская и др.) промышленных залежей не содержат.

На основании вышеизложенного в зоне передовых прогибов прогнозируется преимущественная нефтеносность локальных поднятий раннемезозойского заложения, характеризующихся высоким темпом роста (более 40 м/млн. лет): Карабулакского, Малгобекского, Али-Юртовского, Заманкульского и других. Для Бенгальского осадочного бассейна палеотектонические реконструкции, выполненные М.И. Бахтиным для Северной (Силхетской) части региона, показывают невысокие скорости (10–25 м/млн. лет) и амплитуды роста миоценовых структур с выявленной промышленной газоносностью (не более 0,2 км за геологический век): Силхетской, Чаттакской, Кайлас Тила, Разидпурской, Хабиганкской, Титаской. Для более южной и восточной частей бассейна несколько увеличенный темп развития структурных ловушек подтверждается на ряде складок «Западной» и «Средней» зон складчатого борта Бенгальского краевого прогиба, где зафиксированы активные нефтегазопроявления (Инани, Майю Рендж и др.).

Анализ развития структурных форм Камбейского осадочного бассейна позволяет выделить структуры мелового заложения со скоростями роста до 50-60 м/млн. лет и амплитудой до 50% от современной (Анклешварская, Калолская, Навагамская, Касамбо); структурные ловушки этих поднятий являются преимущественно нефтеносными. Локальные поднятия раннепалеогенового заложения (Камбейская, Катангская), характеризующиеся темпом развития 30-40 м/млн. лет и приростом палеоамплитуды на раннем этапе до 40%, содержат в основном газонефтяные и нефтегазовые скопления.

Отдельные складки палеогенового возраста (Олпадская) с меньшей активностью развития (порядка 30 м/млн. лет и приростом амплитуды в миоцене 20-30%) преимущественно газоносны. Выявленные сейсморазведкой многочисленные структуры в пределах Камбейского шельфа характеризуются относительно ранним заложением и повышенной активностью, указывающей на ожидаемую нефтеносность.

Для осадочных бассейнов Атлантического шельфа Анголы: Конго, Кванзийского, Кабинды – устанавливается повышенный темп роста большинства локальных поднятий, выявленных сейсморазведкой (от 30 до 80 м/млн. лет). На наиболее крупных из них: Паланка, Пакаса, Ломбо, Кенгела-юг, Такула – открыты крупные нефтяные месторождения. На поднятиях менее активного развития (до 30 м/млн. лет и приростом амплитуды 20-25%) обнаружены газоконденсатные месторождения. Более 20 крупных перспективных структурных ловушек на ангольском Атлантическом шельфе с указанными скоростями роста прогнозируются нефтегазоносными. Схема нефтегазогеологического районирования и перспектив нефтегазоносности шельфа Анголы приведена на рис. 49, где 1 – границы НГБ; 2 – границы основных нефтегазоносных районов и перспективных геоструктурных зон; 3 – выход на поверхность докембрийского фундамента; 4 – предполагаемые зоны рифовых доломитов и пририфовых карбонатов: а – берегового типа, б – барьерного и островного типов; прогнозируемые зоны накопления: 5 – нефти, 6 – нефти и газа, 7 – газа; 8 – основные месторождения: а – нефтяные, б – газовые и газоконденсатные, 9 – разведочные площади; 10 – зоны прогнозируемого выявления крупных месторождений нефти и газа; 11 – изобата.

Отмеченное, таким образом, подтверждает ведущую роль тектонодинамических показателей в качестве определяющих при раздельном прогнозировании перспектив нефтегазоносности и значение тектонодинамического метода раздельного прогноза нефтегазоносности.