Условия формирования залежей и месторождений нефти и газа

Условия, благоприятные для формирования залежей и месторождений нефти и газа в осадочно-породных нефтегазоносных бассейнах и очагах генерации в пределах нефтегазосборных площадей, закладываются в течение длительного геологического времени. Они охватывают продолжительную стадию предварительного накопления «энергетического генерационного углеводородного потенциала», в соответствии с указанным выше законом Губкина-Брода составляющую от 10 до 20 млн. лет. И более кратковременную стадию заполнения ловушек и формирования залежей ? от первых сотен до 1 млн. лет и более.

Как отмечалось выше, главными факторами генерации нефти и газа и первичной миграции углеводородов из нефтегазоматеринских пород являеюся литологическое изменение осадков и катагенетическое преобразование в них органического вещества. Эти процессы связаны с седиментационным и постседиментационным (в основном гравитационным) уплотнением отложений, сопровождающимся ростом пластового давления и температуры при сохранении восстановительных условий среды и росте внутренней потенциальной энергии нефтегазоматеринских пород. Они протекают непрерывно вплоть до температур, превышающих 200°С, и давлений ? 100 кг/см2, т.е. условий образования лишь сухого углеводородного газа. Генерация последнего по мере увеличения температуры сопровождается прогрессивной углефикацией ОВ, содержащегося в осадке, с накоплением, кроме углеводородного, также углекислого газа, способствующих переводу рассеянной микронефти (протонефть или «незрелая» нефть ? по Н.Б. Вассоевичу) в водный или водноэмульсионный и газоконденсатный растворы.

На всех стадиях генерации УВ идет непрерывный процесс накопления внутренней энергии нефтегазоматеринской толщи во всех формах: физико-химической, тепловой, гравитационной и др. Физическая сторона этого процесса и сущность его развития могут быть представлены следующей обобщенной схемой. В диагенезе начинается, а затем в эпигенезе продолжается уплотнение осадка и катагенетическое преобразование находящегося в нем ОВ. Уплотнение, вызванное повышением давления и перестройкой структуры вещества, ведет к резкому сокращению площади поверхности частиц и, следовательно, уменьшению их поверхностной энергии. Уменьшение последней облегчает отрыв частиц и молекул, составляющих углеводороды и их компоненты, от материнской субстанции.

При наличии в составе материнского вещества седиментационной воды или водной пленки с углеводородами на его поверхности может произойти перемещение такой пленки либо на соседние частицы вещества с большей поверхностной энергией, либо в объем порового пространства, образуя там в случае наличия УВ свободную фазу (жидкую, газовую). На специфику такого процесса существенное влияние будет оказывать гидрофильность или гидрофобность взаимодействующих веществ. Молекулы углеводородов, оторвавшиеся от материнского вещества, оказываются в водной среде, составляя с ней истинный молекулярный раствор, активно перемещаясь в жидкой фазе.

Процессы активной эмиграции нефти и газа из нефтегазоматеринских глин и миграция ее в пласты-коллекторы начинаются при погружении осадков на глубину более 1000 м, давлении 150?200 кг/см2 и пластовой температуре свыше 50°С (Тиссо Б., Вельте Д., 1981). В результате постепенного вытеснения седиментационной воды из уплотняющегося осадка в коллектор под действием гравитационных сил и внутренней энергии органического вещества жидкие и газообразные углеводородные флюиды начинают перемещаться из центральных, наиболее погруженных зон ? очагов генерации седиментационного бассейна ? к его периферийным частям, т.е. в направлении снижения гидравлических напоров в пластах-коллекторах. Вместе с водой перемещаются и поступившие в пласты нефть и газ, которые концентрируются, образуя локальные скопления в
ловушках.

Формирование углеводородных скоплений происходит, как будет показано ниже, под действием гравитационно-теплового потенциала, обеспечивающего постоянную миграцию нефти и газа в пластовых водах. При этом начальная фаза перемещения углеводородов, т.е. их эмиграция, выделена в самостоятельную стадию, названную первичной миграцией, приводящей к уходу наиболее подвижных битумоидов (протонефти, «незрелой» нефти – по Н.Б. Вассоевичу) и углеводородного газа из нефтегазоматеринской породы. В процессе вторичной миграции УВ по законам механики происходит перемещение нефти и газа в коллекторе по порам и трещинам.

Вместе с тем законы переноса углеводородных компонентов на стадии первичной миграции нефти остаются пока недостаточно выясненными. Отрыв новообразованных углеводородных соединений от ОВ, по-видимому, осуществляется на молекулярном уровне. Рассеивание вновь сформированных молекул, как считают Н.А. Еременко (1967), Н.А. Еременко и Г.В. Чилингар (1996), происходит благодаря внутренней избыточной энергии постоянно изменяющегося нефтегазоматеринского вещества и физико-химической характеристике углеводородов.

Физико-химическую сторону процесса образования протонефти из рассеянных УВ с переходом в «зрелую» нефть четко сформулировал П.Ф. Андреев в своей монографической работе (1958), подведя под это надежную энергетическую основу. Энергетическую сущность процессов генерации протонефти и перехода ее в зрелую нефть, заключающуюся в многофазно-стадийной полимеризации углеводородов, П.Ф. Андреев впервые представил в виде теоретической основы геохимии нефти. Ведущее место в ней занимают физико-химические и энергетические расчеты, которыми подтверждены определяющие геохимические процессы и конкретизированы значения выделяемой при этом внутренней тепловой энергии. Количество последней полностью сбалансировано с теоретическими расчетами энергетических затрат образования и величиной тепло-энергетического потенциала (Андреев, 1958).

Исходя из вышеизложенного, можно заключить, что нефтегазоматеринские толщи в процессе прогрессивного катагенеза ОВ находятся в крайне напряженном энергетическом состоянии, главным образом, за счет накопленной внутренней энергии. Такая динамогенетическая модель стремится к равновесному состоянию. Благодаря перераспределению внутренней тепловой энергии системы (углеводород флюидопродуцирующей толщи) и передаче ее в соседние пласты с меньшим потенциалом происходит выравнивание энергетической неоднородности. В результате органическое вещество, как отмечено выше, изменяется, теряя, прежде всего, наиболее подвижные компоненты. Отрыв отдельных молекул и их ассоциаций от ОВ может инициироваться также и другими различными по физической природе источниками энергии. Принимая ведущую роль в миграционных процессах водной среды, можно представить следующую схему происходящего процесса.

Миграция нефти и газа путем всплывания и вертикальной диффузии происходит, главным образом, по крупным порам, микротрещинам и трещинам. Перемещению нефти и газа под действием гравитационных сил препятствуют силы трения и, прежде всего, межфазовое трение, вызываемое относительным перемещением газа, нефти и воды по отношению друг к другу, вязкость, молекулярное притяжение между стенками породы и молекулами подвижного вещества. Латеральная миграция УВ, как показали многочисленные исследования дальности миграции углеводородов (С.П. Максимов, С.Г. Неручев, Т.А. Ботнева, А.Э. Конторович, И.И. Нестеров и др.), ограничивается осевой зоной ближайшей крупной впадины. Вертикальная миграция большей частью соразмерна с мощностью нефтегазоносных свит. Однако в природе часто наблюдается сочетание латеральной и вертикальной миграции, при которой углеводородные флюиды выбирают энергетически более «доступный» для своего движения путь (с меньшим пластовым давлением), не сочетаясь с его направлением.

Процесс миграции УВ на более или менее значительные расстояния, согласно исследованиям Н.А. Еременко и Г.В. Чилингара (1996), сопровождается разделением мигрирующей газонефтяной смеси. Дифференциация нефтей и газов особенно отчетливо проявляется при формировании залежей в цепи ловушек, расположенных в пределах одного и того же геоструктурного элемента. При пластовом давлении, превышающем давление насыщения нефти газом, а такие условия преобладают в большинстве нефтегазоносных бассейнов, весь газ растворяется в нефти и миграция происходит в одной фазе.

По мере миграции УВ в более поднятые структуры антиклинальной зоны и уменьшения пластового давления до давления насыщения газ выделяется из нефти в свободную фазу. Дальнейшая миграция происходит в двухфазном состоянии. При высоких пластовых давлениях и преобладании в углеводородной смеси газовой фазы более легкие фракции нефтей растворяются в газе и миграция может происходить в виде конденсатной смеси. При латеральной внутрирезервуарной миграции нефти и газа вверх по региональному подъему коллекторов они насыщают ловушки вверх по восстанию. Их заполнение происходит по принципу дифференциального улавливания жидких и газообразных углеводородов, сформулированному В.П. Савченко (1954), В. Гассоу (1954), С.П. Максимовым и др. (1954, 1964) и др.

Принципиальная схема формирования нефтегазовых месторождений на основе дифференциального улавливания УВ, показанная на рис. 25, является наиболее простой и наглядной, однако не охватывает всех возможных путей образования углеводородных скоплений. Вместе с тем она многое может объяснить, не исключая при этом всего многообразия явлений и процессов, что будет показано ниже на примере Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Авторы монографии по этому региону (А.Я. Кремс, Б.Я. Вассерман, Н.Д. Матвиевская, 1974) допускают, в частности, латеральную миграцию УВ на значительные расстояния из предгорных (краевых) прогибов на платформу. При этом необходимо учитывать в каком состоянии протекала миграция: в однофазном (газовом) или двухфазном (нефтегазовом) состоянии. Так, для впадин Урало-Пайхойского предгорного прогиба А.Я. Кремс и др. считают, что миграция нефти и газа на платформу протекала преимущественно в однофазном состоянии. Большинство современных исследователей допускают также дальнюю миграцию углеводородных флюидов в виде легкой нефти, насыщенной газом, либо в растворенном в газе состоянии.

Рассмотрим условия образования залежей и месторождений в некоторых наиболее крупных нефтегазоносных бассейнах.

Формирование большей части нефтегазовых залежей в Тимано-Печорском НГБ хорошо укладывается в схему дифференциального улавливания углеводородов различной фазовой характеристики (С.П. Максимов, В. Гассоу и др.), а также дифференцированно-дискретного со струйной миграцией поступления их в ловушки (по В.П. Савченко). В соответствии с ней жидкие УВ в процессе струйной миграции перемещались из региональных очагов генерации: Северо-Предуральского краевого прогиба, внутренних впадин Печорской плиты и арктического Южно-Баренцевоморско-Печорского, в зоны нефтегазонакопления ТП НГБ, последовательно вытесняя пришедший в них ранее газ.

Вдоль сводов валообразных поднятий и зон регионального литологостратиграфического выклинивания коллекторов миграция углеводородов может происходить в виде струйных потоков на значительные расстояния от указанных областей нефтегазообразования с дифференциальным улавливанием нефти и газа в ловушках в соответствии с изложенной выше схемой. В каменноугольных и более молодых ловушках с пластовым давлением выше давления насыщения – газонефтяные и нефтегазовые (А.Я. Кремс и др., 1974). Наряду с широкой латеральной миграцией углеводородов возможна и локальная вертикальная миграция нефти и газа. На масштабы последней непосредственное влияние оказывает наличие и распределение в разрезе надежных флюидоупоров.

Подобная дифференциация в формировании залежей соответствующего состава четко прослеживается в любом из предполагаемых направлений активной латеральной миграции УВ. Из Печороморского и Южно-Баренцевоморского или единого Южно-Баренцевоморско-Печорского очагов поступление углеводородов происходило в южном направлении вдоль антиклинальных зон преддевонского и более позднего заложения, осложняющих Колвинский мегавал и Шапкино-Юрьяхинский вал, с последовательным заполнением нефтью южных более поднятых ловушек (Усинская, Возейская, Харьягинская и др.), газом с меньшими объемами нефти – более северных (Ярейюская, Южно-Хыльчуюская, Хыльчуюская) с образованием здесь газоконденсатнонефтяных залежей (рис. 26).

Аналогично распределение залежей по фазовой характеристике в пределах Шапкина-Юрьяхинского вала (рис. 27) с формированием нефтяных месторождений в наиболее поднятых раннедевонских и более молодых ловушках (Юрьяхинской, Верхне-Грубешорской, Пашшорской, Южно-Шапкинской-1?); в более погруженных ? сначала газоконденсатнонефтяных (Южно-Шапкинской-2*,
Шапкинской, Ванейвисской), а затем газоконденсатных месторождений (Василковской, Кумжинской, Коровинской) и севернее ? в прогнозируемых молодых допермских структурах Арктического шельфа.

Формирование и размещение газовых и нефтяных месторождений по отмеченной модели находит подтверждение также для других региональных очагов генерации углеводородов, в частности геосинклинальных: Пайхойского, Северо-Уральских и др. Специфика образования залежей нефти и газа здесь состоит в последовательной смене газовых скоплений в позднепермских структурных и дизпликатных ловушках Западного склона Урала и смежной части внутреннего борта Северо-Предуральского краевого прогиба в западном направлении сначала газоконденсатнонефтяными, а затем ? нефтяными.

В подобном сочетании схем дифференциального улавливания УВ и гравитационного распределения нефти, газа и конденсата с дифференцированно-дискретным (струйным) заполнением углеводородами разновозрастных ловушек (В.П. Савченко, 1954) рассматривается общая схема формирования залежей и в других сопредельных регионах.

Так, в соответствии с ней могут формироваться залежи в ловушках пермского заложения, находящихся на основных путях миграции нефти и газа из Западноуральского очага генерации с газовым и газоконденсатным типом УВ флюида в наиболее погруженных ловушках Рассохинско-Курьинской и Вуктыльской зон Верхнепечорской впадины Северо-Предуральского прогиба до наиболее приподнятых в пределах ее обрамления на Мичаю-Пашнинском вале. То же, как видно из рисунка, происходит по схемам струйной миграции и дифференциального улавливания УВ в структурах девонского заложения в пределах Ижма-Печорской впадины и Ухта-Ижемского вала Тимано-Печорского НГБ (рис. 28 и 29).

В Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне основные региональные очаги генерации расположены в погруженных зонах Гыданской, Пур-Тазовской и Надым-Пурской газоносных областей, которые, наряду с локальными очагами генерации в пределах южнее расположенных Среднеобской, Фроловской и Западно-Васюганской нефтеносных областей, играют ведущую роль в формировании здесь крупнейших месторождений. Высокое содержание и преимущественно гумусово-сапропелевый характер ОВ в нефтегазоматеринских толщах мезозоя в северных региональных очагах и сапропелевый – в южных при огромном энергетическом потенциале (И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов, А.Э. Конторович, М.Я. Рудкевич и др.) создают благоприятные условия для образования по указанным схемам в первой уникальных газоконденсатных месторождений и во второй ? нефтяных. Большинство ловушек здесь имеют юрско-раннемеловое заложение (рис. 30).

Близки по условиям, времени формирования ловушек и залежей к Западно-Сибирскому НГБ осадочные бассейны Скифско-Туранской эпигерцинской плиты: Азово-Кубанский, Среднекаспийский и Каракумский. Как и в Западно-Сибирском, основные региональные очаги генерации УВ приурочены здесь к погруженным частям альпийских краевых прогибов – Индоло-Кубанского, Восточно-Кубанского, Терско-Каспийского, Предкопетдагского, а локальные генерационные очаги – к автономным впадинам, смежным со сводами, мегавалами и валами. К нефтегазоматеринским толщам триаса, юры и мела, обладающим высоким и средним современным нефтегазопроизводящим потенциалом (более 400 г автохтонных УВ в 1 м3 породы), относятся также высокопродуктивные осадки палеогена и неогена с ловушками молодого (позднепалеогенового) образования. На фазовом составе углеводородов в формирующихся залежах на основе принципов дифференциального улавливания влияют также факторы катагенетического преобразования ОВ и тектонодинамической активности структурных ловушек, что будет рассмотрено ниже в соответствующем разделе учебника.

Как видно из сказанного выше и рисунков, формирование месторождений в этих НГБ происходит, в основном, в соответствии с принципами дифференциального улавливания УВ и отчасти струйной миграции с дифференциально-дискретным заполнением ловушек. Активная эмиграция нефти и газа в пласты-коллекторы и дальнейшее поступление углеводородов в процессе латеральной миграции и соответствующей гравитационной дифференциации УВ происходит, начиная с раннемелового времени для юрских залежей, позднемелового – для нижнемеловых и плиоценового-миоценовых залежей – при достижении отмеченных градиентов давлений и определяющей роли других генетических факторов.

Так образуются практически все нефтяные и газоконденсатные месторождения геосинклинального борта Предкавказского краевого прогиба, центральной его зоны (крупнейшие Анастасиевско-Троицкое месторождение в Индоло-Кубанском суббассейне и Правобережное ? в Терско-Кумском) и платформенного склона. Согласно принятой схемы формирования залежей (рис. 31 и 32) и реализации УВ потенциала локальных очагов генерации, указанных на рисунках, образовались уникальные месторождения в пределах крупнейших платформенных структур: газоконденсатные ? Каневское, Бейсугское, Старо-Минское, Ленинградское и др. в Азово-Кубанском НГБ; газовые ? Северо-Ставропольское, Тахта-Кугультинское и др. на Ставропольском своде; Русский Хутор, Урожайное, Южно-Сухокумское, Зимняя Ставка, Величаевское и др. в Среднекаспийском НГБ.

Полностью отвечает указанному принципу дифференциального улавливания формирование крупных газоконденсатных и нефтяных месторождений Восточной Сибири, соответствующей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. На примере одного из крупных региональных очагов генерации углеводородов Ангарской ступени (рис. 33) видно, что реализация углеводородного потенциала мощной осадочной серии рифея-кембрия в течение ордовикасилура привела к образованию в ловушках вендского заложения Непско-Ботуобинской антеклизы более 10 крупных месторождений. Особенно выделяются из них газоконденсатнонефтяные ? Марковское и Ярактинское и группа Среднеботуобинских нефтяных месторождений, находящихся на основных путях миграции УВ флюидов из Ангарского регионального очага генерации и очагов генерации УВ Непско-Ботуобинского свода в структурные ловушки вендского заложения

Высокий современный углеводородный потенциал, достигающий 1000 г автохтонных УВ в 1 м3 нефтегазоматеринской породы, и высокий энергетический потенциал при смешанном типе ОВ обеспечили в условиях надежной закрытости ловушек кембрийским соляным флюидоупором активную миграцию углеводородов при аномальных давлениях насыщения в рифейско-кембрийском подсолевом комплексе. Однако уже в первых значительно поднятых Марковской и Ярактинской структурных ловушках, превышение которых по замыкающей изолинии составляет 500 и 700 м, отмечается резкое снижение пластового давления по отношению к давлению насыщения, которое оказывается ниже пластового давления. При этом образующийся свободный газ вместе с частью жидкой фазы ? конденсатом – заполняет отмеченные ловушки, вытесняя нефть в вышерасположенные структурные ловушки Среднеботуобинской группы поднятий. В последних формируются нефтяные залежи, а в нижерасположенных локальных поднятиях Марковской, Аянской и Ярактинской групп ? газоконденсатные и газоконденсатнонефтяные (рис. 33).

К указанным схемам дифференциального улавливания углеводородов и дискретно-струйной миграции в газовой и жидкой фазах, близкой к ней по своей генетической природе и часто дополняющей ее, хорошо укладывается формирование УВ скоплений во многих нефтегазоносных бассейнах мира. В осадочных бассейнах Западной Африки (рис. 34), Канады (рис. 35) и Мидконтинента США (рис. 36) и др. сохраняются те же генетические и физико-химические условия образования крупных и уникальных нефтяных и газовых месторождений. Однако в геодинамически активных рифтовых зонах нефтегазонакопления, какой, в частности, является рифтовая зона «Ансештрал» Восточной Атлантики, протягивающаяся вдоль южной Западно-Африканской части континента, они оказывали определяющее влияние на формирование и размещение месторождений в осадочных бассейнах шельфа Западной Африки.

Характерным для этих НГБ было образование новых мощных очагов генерации углеводородов в кайнозое, приуроченных к т.н. депоцентрам (грабенообразным впадинам), осложняющим карбонатную платформу (А.И. Дьяконов, Н.И. Белый, 1993, С.83). Благодаря этому на дифференцированно-дискретное образование залежей нефти и газа первого этапа, согласно рассмотренной выше модели, накладывается новый крупный очаг генерации в депоцентре, сложенный песчано-глинистыми нефтегазоматеринскими отложениями неогена мощностью до 8-9 км и характеризующийся высоким углеводородным и энергетическим потенциалом. При давлениях насыщения, достигающих аномальновысоких пластовых давлений (с коэффициентом аномальности до 2,0) в структурах карбонатной платформы, в течение второго этапа по указанной схеме в меловых, палеогеновых и нижнемиоценовых коллекторах формируются нефтегазовые скопления крупного размера.

В условиях резкой дифференциации тектонических движений, пластовых давлений и давлений насыщения происходит образование многопластовых месторождений с заметным преобладанием восточнее депоцентра (к континенту) нефтяных и нефтегазовых залежей над газовыми (рис. 34). Формирование большинства месторождений Канады и США, как видно на примере Западно-Канадского бассейна США, особенно наиболее крупных ? Мидконтинента, Предаппалачского прогиба и других впадин, происходит по схеме В. Гассоу – С.Максимова и отчасти В.П. Савченко. Так, в Западно-Канадском НГБ образование нефтяных и газовых месторождений происходило в процессе дальней латеральной миграции УВ из региональных очагов их генерации в краевых, тыльных и межгорных прогибах Кордильер, Скалистых гор и Аппалачей в направлении поднятий Центрально-Американской платформы. В замкнутых гидродинамических системах с рифогенными природными резервуарами вначале в условиях превышения пластового давления над давлением насыщения формировались нефтяные залежи. В результате многочисленных стратиграфических несогласий нефть из этих залежей по поверхностям несогласий мигрировала в нижнемеловые песчаники, образовав здесь уникальное месторождение Анадарко в провинции Альберта (рис. 35). По мере реализации УВ потенциала нефтегазоматеринскими осадками палеозоя пластовое давление в системе существенно снизилось и достигло давления насыщения, продолжая снижаться. В этих условиях происходят активное заполнение ловушек свободным газом и дальнейшее фазовое замещение углеводородов в месторождениях согласно указанной схемы. Система формирующихся залежей приобретает автономный характер с вариациями пластового давления в локальных скоплениях УВ вплоть до аномального в газоконденсатных месторождениях Западно-Канадского НГБ вблизи очагов генерации (месторождения Рисинус с Кан = 1,6; Страчаны с Кан = 1,7).

Месторождения нефтегазоносных бассейнов Мидконтинента формировались путем латеральной миграции углеводородов из очагов генерации в пределах этих бассейнов и смежных внутриплатформенных впадин за счет высокого нефтегазопроизводящего потенциала глинистых толщ палеозоя, составлявшего в среднем 2000?2500 г/м3. Образованию мощных миграционных углеводородных «потоков» из очагов генерации способствовали также значительный гравитационно-тепловой потенциал и градиенты пластовых давлений, превышающие вдвое гидростатическое. По мере реализации УВ потенциала происходило формирование крупных нефтяных месторождений: Вест-Эдмонт, Эльдорадо, Оклахома-Сити и других. В процессе снижения пластовых давлений ниже давления насыщения имело место активное заполнение газом ловушек на месторождениях-гигантах Хьюготон и Панхэндл.

Крупнейшие залежи газа и газоконденсата (Хьюготон, Панхендл и др.) формировались в соответствии с принятой схемой при ведущей роли дискретно-струйной миграции из погруженных частей региональных очагов генерации вдоль зон поднятий (при сапропелево-гумусовом типе исходного ОВ) и нормальной вертикальной катагенетической зональности углеводородов с уровнем катагенеза свыше МК4. При доминирующем газовом характере УВ в результате струйной миграции ловушки заполнялись до замка вплоть до приповерхностных залежей. Формирование последних в отмеченных условиях надежно обеспечивалось моделью дифференциально-дискретного улавливания углеводородов в таких крупнейших НГБ, как Предаппалачский, Предуачитский, Примексиканский, а также в бассейнах Скалистых гор и Калифорнийского прогиба.

Как и в отмеченных нефтегазоносных бассейнах Европы, Азии, Америки и Африки, формирование большинства крупнейших месторождений нефти и газа мира в целом протекало по указанной схеме с несущественными отклонениями с реализацией углеводородного и энергетического потенциалов соответствующих очагов генерации. В гидродинамической системе образующихся нефтегазовых скоплений пластовое давление со временем снижается и достигает уровня давления насыщения. При этом в процессе латеральной миграции УВ из очагов генерации происходят фазовые замещения в залежах ? от газовых и газоконденсатных до газонефтяных и далее вверх по восстанию нефтегазовых и нефтяных. Благодаря закрытости системы пластовое давление автономно может возрастать до аномально высокого (в 1,5-2 раза), как, например, в газовых гигантах Хьюготон и Панхэндл. В Североморско-Германском бассейне формирование уникальных региональных зон газонакопления Гронинген-Леман и др. хорошо укладывается в количественные характеристики дискретно-струйной модели, когда эпигенетическая газоносность таких месторождений-гигантов, как Гронинген, Индифэтигейбл, Леман и других, генетически связана с мощным газовым потенциалом (до 3000 г/м3) угленосной серии среднего-верхнего карбона региональных очагов генерации.

Образование месторождений нефти и газа во многих нефтегазоносных бассейнах мира: Южной и Центральной Америки (серия офисина и ее аналоги), Юго-Восточной Азии, Ближнего и Среднего Востока (серии бараил, асмари, фарс и др.), или полностью отвечает принципу дифференциального улавливания УВ разной фазовой характеристики, или соответствует генетически близкому дискретно-фазовому (струйному) принципу заполнения ловушек, хорошо согласующемуся с возрастом их образования.

Именно так, с ранне- и позднемиоценовой стадиями завершающего этапа миграции жидких УВ происходило формирование уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений мира: Ист-Тексас (начальные извлекаемые запасы нефти 1,6 млрд. т), Боливар (4,5 млрд. т), Экофиск (1,2 млрд. т), Гхавар (10,4 млрд. т), Бурган (9,6 млрд. т), Румейла (3,4 млрд. т), Хасси-Мессауд (3,2 млрд. т), Сарир (2,1 млрд. т) и многих других.