Закономерности размещения зон нефтегазонакопления, залежей и месторождений нефти и газа

Важнейшими нефтегазогеологическими категориями и крупнейшими территориями размещения нефтегазоносности на земном шаре являются нефтегазоносные пояса, соответствующие геосинклинальным поясам или крупнейшим частям платформ. Соподчиненными им являются нефтегазоносные бассейны, которые могут рассматриваться в ранге нефтегазоносных провинций. Последние относятся как к платформенным, так и геосинклинальным территориям, включающим различные по масштабу положительные и отрицательные структурно-тектонические элементы.

Подробная характеристика нефтегазоносных провинций и соответствующих осадочных нефтегазоносных бассейнов дана в специальных учебниках (Г.Т. Дикенштейн и др., 1979; С.П. Максимов и др., 1982; Н.Ю. Успенская, Н.Н. Таусон, 1972; И.О. Брод и др., 1965 и др.). В настоящем учебнике рассматриваются на основе этого закономерности размещения в пределах них зон нефтегазонакопления, залежей и месторождений. Вместе с тем, учитывая определяющую роль и универсальный характер использования нефтегазоносной области (НГО) в качестве повсеместно применяемой нефтегазогеологической категории как в районировании нефтегазоносных провинций, так и осадочных нефтегазоносных бассейнов, авторы используют в качестве самостоятельной классификационной категории также НГО. Последние осложнены региональными зонами нефтегазонакопления антиклинального, литологического, стратиграфического, рифового и комбинированного типов.

Региональные зоны нефтегазонакопления являются неотъемлемыми частями всех нефтегазоносных бассейнов (И.О. Брод, И.В. Высоцкий, В.Б. Оленин, Б.А. Соколов и др., 1965) и провинций (А.А. Бакиров, С.П. Максимов, Э.А. Бакиров и др., 1967, 1976 и др.). Исходя из рассмотренных выше условий формирования нефтегазовых месторождений, ниже приводятся основные закономерности распространения нефтегазоносных областей, региональных зон нефтегазонакопления, залежей и месторождений.

В пределах бывшего СССР и зарубежных стран крупнейшие и уникальные зоны нефтегазонакопления и месторождения приурочены к нефтегазоносным территориям (НГБ, НГП) с наибольшим нефтегазовым потенциалом, определяемым общим объемом нефтегазопроизводящих свит, максимальной генерацией УВ, величиной положительных структурных элементов и мощностью пород-коллекторов. Как будет показано ниже, эти и другие определяющие показатели формирования промышленной нефтегазоносности являются одновременно важнейшими прогнозными показателями перспективной оценки недр и обоснования главных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ. Нефтегазогеологическими элементами нефтегазоносных бассейнов и провинций являются нефтегазоносные области, приуроченные к определенным тектоническим областям, характеризующим специфику концентрации и размещения зон регионального нефтегазонакопления, месторождений и залежей. Ниже приводится классификация нефтегазоносных областей по И.О. Броду, А.А. Бакирову и М.К. Калинко с дополнениями.

Для платформенных территорий в качестве основных нефтегазоносных областей выделяются:

  • сводовые поднятия;
  • мегавалы, системы мегавалов;
  • авлакогены, мегавпадины, системы мегавпадин;
  • рифтогенные впадины-грабены;
  • краевые и тыльные прогибы;
  • склоны платформ и региональные моноклинали.

Для геосинклинальных территорий в качестве основных нефтегазоносных областей выделяются:

  • антиклинории и синклинории;
  • мегантиклинали и центральные геоантиклинали;
  • мегасинклинали и межгорные впадины (депрессии);
  • наложенные впадины, поперечные прогибы и поднятия (ступени);
  • срединные массивы;
  • рифтогенные впадины.

Нефтегазоносные области платформ. Основные запасы нефти (83%) и газа (78%) в мире сосредоточены в платформенных областях. В пределах сводовых поднятий региональные зоны нефтегазонакопления приурочены к мегавалам, валам и крупным брахиплатформенным структурам. Около 20% запасов углеводородов находятся в региональных зонах литологического выклинивания и стратиграфического несогласия, в т.ч. замещения проницаемых горизонтов непроницаемыми, а также в рифовых образованиях этих зон.

Типичными примерами нефтегазоносных областей, приуроченных к сводовым поднятиям, являются (большая часть поднятий – около 70% – имеет унаследованный характер, остальная – инверсионный):

  • в пределах древней Восточно-Европейской платформы: Татарский, Пермско-Башкирский, Средне-Волжский и другие своды и соответствующие НГО;
  • на молодой эпипалеозойской платформе: Ставропольский и Каракумский своды;
  • в пределах Западно-Сибирской платформы: Нижневартовский, Александровский, Сургутский, Уренгойский, Тазовский и др. своды;
  • на древней Северо-Американской платформе: Цинциннатский, Семинол, Бенд, Чоттоква и другие.

Примерами наиболее крупных нефтегазоносных областей сводового типа на молодой Западно-Сибирской платформе являются Нижневартовский и Сургутский своды раннеюрского заложения конседиментационно-унаследованного формирования; наиболее активно они развивались в неокомальбское время и в неогене. В настоящее время размеры Нижневартовского свода составляют 210?140 км, Сургутского ? 270?110 км, их осложняют валы и крупнейшие брахиформные структуры унаследованного типа. К Нижневартовскому своду приурочены крупнейшая по запасам зона нефтенакопления и уникальное Самотлорское нефтяное месторождение сверхгигант (рис. 37), начальные извлекаемые запасы которого составляли 2,1 млрд. т, а в пределах Сургутского сводового поднятия находится группа уникальных нефтяных месторождений, включающих Сургутское, Северо-Фроловское, Мегионское, Фроловское и др. На юго-западе к нему примыкает Салымское куполовидное поднятие, с которым связаны крупные залежи нефти в баженовской свите верхней юры, как и на соседнем Западно-Лемпинском многопластовом месторождении.

По условиям размещения скоплений нефти и газа в пределах большинства сводов фиксируется приуроченность залежей к приподнятой центральной зоне. Такое положение занимает, в частности, Ромашкинское сверхгигантское месторождение нефти и соответствующая зона нефтенакопления на Татарском своде (рис. 38), а также залежи в пределах погребенных сводов: Цинциннатского, Бенд, Семинол, Чоттоква. При ведущей роли струйного фактора (В.П. Савченко, 1954) и сапропелевом ОВ в наиболее поднятых ловушках образуются нефтескопления. При гумусовом или сапропелево-гумусовом ОВ в региональных и локальных очагах генерации с преимущественно газообразным типом УВ на склонах поднятий отмечаются газонефтяные месторождения, а в своде ? газовые. Так, для Ставропольского и Каракумского сводов главные зоны газонакопления с наиболее крупными месторождениями концентрируются в присводовой части, а на склонах ? зоны газонефтеконденсатонакопления.

Геологический профиль Самотлорского нефтяного месторождения (по Л.Ю. Аргентовскому, М.М. Бинштоку, Т.М. Онищуку, 1974)

Геологический профиль Волго-Уральской провинции (меридиональный)

Нефтегазоносные области, соответствующие линейным валам, мегавалам и их системам, морфогенетически близки к предыдущему типу НГО сводовых поднятий. Это подтверждается характерными примерами и подкрепляется аналогией соответствующих структурных элементов платформенных областей и режимов развития. В пределах добайкальской Восточно-Европейской платформы ? Колвинский мегавал и соответствующая НГО Тимано-Печорского НГБ; на древней Сибирской платформе ? Непско-Ботуобинская антеклиза – НГО с системой валов, мегавалов, соответствующих крупным зонам нефтегазоконденсатных месторождений в центральной и газоконденсатных ? в краевых частях поднятий Лено-Тунгусской НГП. На эпигерцинской платформе юга бывшего СССР аналогичные зоны нефтегазонакопления размещены в пределах нефтегазоносных областей кряжа Карпинского, Центрально-Устюртской, Бухарской и других зон поднятий.

В северной части Западно-Сибирской эпигерцинской платформы находятся Ямальская, Гыданская, Надым-Пурская и другие газонефтеносные области с Хорасавейско-Бованенковской, Северо-Ямальской, Ямбургской, Уренгойской и другими крупнейшими зонами газоконденсатонакопления с нефтяными оторочками, приуроченными к соответствующим мегавалам, обрамляющим региональные очаги генерации углеводородов с доминирующим в них гумусовым ОВ в нижнемеловых отложениях. На древней Африканской платформе в системе мегавалов Амгит-Хасси-Мессауд, Хасси-Р` Мель, Джебель, Аллан-Тильренти и соответствующих им НГО размещены крупные зоны нефте- и газоконденсатонакопления, сформированные по принципу дифференциального улавливания УВ. Указанные валообразные поднятия и мегавалы в основном унаследованного развития, способствовавшего дифференциальному улавливанию УВ или дифференцированно-струйному заполнению ловушек указанных зон.

К унаследованно-конседиментационным относятся также отмеченные выше кряж Карпинского раннетриасового заложения, Центрально-Устюртская и Бухарская зоны поднятий того же возраста, Уренгойский, Северо-Ямальский, Ямбургский и другие мегавалы дотриасового образования. Непско-Ботуобинская антеклиза раннекембрийского заложения и аналогичного типа развития унаследованные мегавалы Амгит-Хасси-Мессауд и другие. Близка к инверсионной активно проявлявшая себя додевонская геоструктура Колвинского мегавала, окончательно сформировавшаяся как инверсионная к раннему триасу (с конседиментационно-унаследованными в позднем силуре Усинским, Возейским и Ярейюским валами).

Высокая динамотектоническая активность перечисленных крупнейших блоковых поднятий и соответствующих НГО способствовала формированию и размещению в них зон нефтегазонакопления преимущественно по схеме дифференциального улавливания углеводородов различной фазовой характеристики при доминирующем газовом потенциале региональных очагов генерации углеводородов по схеме дискретно-струйного образования месторождений. При этом в приподнятых ловушках располагались газовые и газоконденсатнонефтяные скопления. В частности, такой характер имело образование уникальных газовых месторождений на севере Западной Сибири, в Средней Азии, группы газовых гигантов Панхэндл-Хьюготон в США при осуществлении в качестве оснований классической модели дифференциального распределения нефти и газа.

Наглядным примером применимости дифференциальной схемы формирования месторождений и зон нефтегазонакопления является распределение залежей в пределах Колвинской нефтегазоносной области Тимано-Печорского НГБ. Как указывалось ранее, мощный миграционный поток УВ, направленный из регионального Южнобаренцевоморско-Печорского очага генерации, способствовал реализации дифференциальной схемы размещения месторождений.

Нефтегазоносные области линейных внутриплатформенных впадин, авлакогенов и рифтов наиболее широко распространены в регионах мира, представляя обширные области погружения складчатого основания с активными поднятыми блоками фундамента в пределах платформенных плит. Примером подобных крупнейших областей могут служить:

  • на Восточно-Европейской платформе ? Печоро-Колвинская, Ижма-Печорская, Хорейверская в Тимано-Печорском НГБ;
  • на Скифско-Туранской эпигерцинской платформе ? Восточно-Кубанская, Чернолесская, Южно-Мангышлакская;
  • на Западно-Сибирской эпигерцинской платформе ? Ханты-Мансийская, Надымская, Усть-Енисейская и др. Западно-Сибирского НГБ.

На Западно-Европейской эпипалеозойской платформе к аналогичным мегавпадинам с локально поднятыми блоками относятся Восточно-Германская, Западно-Германская, Североморская в Североморско-Германской нефтегазоносной провинции, Аквитанская и Парижская в соответствующих НГБ и другие. На Китайской древней платформе ? Сычуанская, Таримская, Джунгарская мегавпадины и мегавпадины окраинных морей Западно-Тихоокеанского шельфа, соответствующие одноименным НГБ; на Индийской древней подвижной платформе ? Камбейская, Индская, Восточно-Бенгальская и др.; на Северо-Американской платформе ? Иллинойская, Мичиганская, Делаверская, Додж-Сити в США, Альбертская в Канаде и другие. На Африканской древней платформе ? Конго, Кванза в Анголе, Сиртская в Ливии, Восточно-Алжирская в Алжире; на Аравийской древней платформе ? Басра-Кувейтская и Руб-Эль-Халийская мегавпадины.

Зоны нефтегазонакопления в платформенных впадинах, мегавпадинах и авлакогенах могут формироваться не только по бортам, но и в погруженной части нефтегазосборных площадей, соответствующих очагам генерации УВ. На высокую перспективность их в нефтегазоносном отношении указывал ранее А.А. Бакиров и др. (1987). Справедливость этих выводов была подтверждена выявлением новых крупных месторождений в центральной части внутриплатформенных впадин и авлакогенов в Тимано-Печорском, Западно-Сибирском, Каракумском, Азово-Кубанском, Среднекаспийском и других НГБ. Имеется немало примеров, когда наиболее богатые зоны газонефтенакопления приурочены к ловушкам в погруженных частях мегавпадин, расположенных непосредственно в очагах генерации УВ, например в Иллинойской мегавпадине США.

Таким образом, в нефтегазоносных областях рассматриваемого типа крупные зоны газо- и нефтенакопления образуются не только в прибортовых, но и в центральных частях мегавпадин и авлакогенов, что наблюдается на примере Печоро-Колвинского авлакогена (рис. 39). Многие месторождения его приурочены к прибортовым Шапкина-Юрьяхинскому валу и Колвинскому мегавалу (уникальное Усинское нефтяное месторождение с месторождением легкой нефти в среднем девоне), тогда как крупнейшее Лаявожское газоконденсатнонефтяное месторождение находится в центральной его зоне, в Денисовской впадине. Формирование этих и большинства других залежей и месторождений указанных нефтегазоносных областей хорошо укладывается в схему дифференциального улавливания углеводородов или дискретно-струйного образования скоплений нефти и газа.

Нефтегазоносные области рифтогенных впадин-грабенов представляют разновидность рассмотренных выше областей мегавпадин и авлакогенов. Примерами могут служить в пределах Восточно-Европейской платформы нефтегазоносные области Днепровско-Донецкой рифтогенной впадины авлакогена (рис. 40); Западно-Европейской платформы ? Рейнской рифтовой впадины; Африканской платформы – Суэцкой рифтовой впадины.

Усинское нефтяное месторождение

Кроме того, типичным примером нефтегазоносных областей данного типа являются рифтовые области с крупными зонами дифференцированного нефтегазонакопления в рифтовых системах континентального шельфа Северного моря в Североморско-Германской нефтегазоносной провинции. К крупнейшим рифтогенным впадинам-грабенам и к зонам сочленения систем субширотного и субмеридионального простираний в пределах Североморского очага генерации с крупными поднятиями связано образование уникальных месторождений нефти в горизонтах пермского, триасово-юрского и особенно верхнемелового возраста: Экофиск, Зап. Экофиск, Жозефина, Фортис, Монтроз, Пойнтер и др. В Южно-Североморском региональном очаге генерации газа в аналогичных структурных условиях формируются и размещаются в соответствии со схемой дифференциального улавливания УВ газовые гиганты в отложениях перми и триаса: Индифэтигейбл, Леман, Гронинген и др. (рис. 41 I; II; III).

В нефтегазоносных рифтогенных областях Днепровско-Донецкой впадины с соответствующими очагами газогенерации, как и в Рейнском грабене, схемы дифференциального улавливания углеводородов и дискретно-струйного заполнения ловушек углеводородами обусловливают образование и размещение зон преимущественно газоконденсатных и газонефтяных месторождений в приразломно-блоковых поднятиях в погруженных частях очагов генерации, нефтяных ? в прибортовых.

Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция (по С.П. Максимову и др.)

Разрезы через газовые меторождения

Нефтегазоносные бассейны и области краевых и тыльных прогибов широко распространены на континентах, ограничивая платформенные системы и отделяясь шовными зонами от смежных геосинклиналей. Они характеризуются своей спецификой размещения месторождений нефти и газа. В альпийских прогибах нефтяные месторождения, как правило, преобладают над газовыми, в герцинских и более древних, напротив, доминируют газовые и газоконденсатные, что связано с более интенсивным катагенным преобразованием органического вещества в региональных очагах генерации УВ. Примерами могут служить в пределах Восточно-Европейской платформы нефтегазоносные области Предуральского краевого прогиба с палеозойскими, в т.ч. орогенными формациями, а со стороны Западно-Сибирской эпигерцинской платформы ? тыльного прогиба (по отношению к Предуральскому).

В краевых прогибах – обычно суббассейнах эпигерцинских и эпибайкальских платформ, выполненных соответственно мезозойскими и палеозойскими формациями, включая орогенные, – распространены нефтегазоносные области Предкавказского, Предкопетдагского и Предуральского краевых прогибов. Типичным примером аналогичного суббассейна на Европейском севере России является Северо-Предуральский, где размещение месторождений в Верхнепечорской его части (рис. 42) с уникальным Вуктыльским газоконденсатным месторождением обязано огромному преимущественно газовому потенциалу Западно-Уральского очага генерации при дифференцированном струйном формировании и размещении залежей.

Вуктыльское газоконденсатное месторождение

На Северо-Американской древней платформе к краевым прогибам приурочены нефтегазоносные области Предаппалачского, Предуачитского и Предкордильерского краевых прогибов. На Индостанской древней платформе ? НГО Бенгальского краевого прогиба, а на Аравийской ? Месопотамского краевого прогиба и других.

Типичными примерами нефтегазоносных областей указанного типа являются области Северо-Предуральского краевого прогиба Тимано-Печорского НГБ и Предаппалачского краевого прогиба в США, а также с мезозойскими структурами ? Месопотамского прогиба. К отмеченным и многим другим нефтегазоносным областям краевых прогибов приурочены региональные очаги генерации с мощным нефтегазовым потенциалом. Условия формирования зон нефтегазонакопления и нефтегазовых месторождений в них в соответствии с принципом дифференциального улавливания УВ указывают на преимущественную газонефтеносность с преобладанием газоносности в погруженной части палеозойских прогибов и нефтегазоносности ? в бортовых. Так, в погруженной части Северо-Предуральского краевого прогиба расположено отмеченное выше уникальное Вуктыльское газоконденсатное месторождение?, а в прибортовой ? Западно-Соплесское газоконденсатнонефтяное (рис. 42).

В нефтегазоносных областях альпийских прогибов (Азово-Кубанского, Среднекаспийского, Месопотамского и других) в погруженной зоне образуются, главным образом, нефтегазовые месторождения, вплоть до уникальных (соответственно Анастасиевско-Троицкое, Правобережное, Киркук), а по бортам преимущественно нефтяные ? Левкинское, Малгобекское, Ага-Джари. Исключение составляют альпийские нефтегазоносные области с региональными очагами генерации газа, например, Восточно-Бенгальская в Восточном Пакистане и частично герцинские (Северо-Предуральская газоносная область в ТП НГБ), где в разрезе осадочного чехла доминирует гумусовое ОВ. В этом случае формирование и размещение газовых и газоконденсатных месторождений осуществляется в основном дискретно-струйным путем.

Нефтегазоносные области склонов платформ и региональных моноклиналей выявлены на северо-восточном и юго-восточном склонах Восточно-Европейской платформы. В Тимано-Печорском НГБ к ним относится, в частности, Малоземельско-Колгуевская моноклиналь на северо-западе Печорской плиты с рядом перспективных зон нефтегазонакопления антиклинального типа.

На юго-восточном склоне Восточно-Европейской платформы в пределах регионального погружения палеозойских отложений выделяется несколько антиклинальных зон и валоподобных геоструктур, простирание которых аналогично простиранию сопряженного с платформенным моноклинальным бортом Предуральского краевого прогиба. С отдельными локальными поднятиями этих зон связаны нефтяные и газоконденсатные залежи: Благовещенская, Загорская, Тавтимановская и другие.

Близкие условия образования нефтегазоносных областей на склонах древних и молодых платформ отмечаются на северо-восточном склоне Северо-Американской добайкальской платформы, эпипалеозойской платформы северного обрамления Бразильского щита, восточном склоне древней Аравийской платформы и в некоторых других регионах.

Нефтегазоносные области складчатых систем геосинклиналей. В пределах горноскладчатых систем выделяются или прогнозируются нефтегазоносные области, приуроченные к антиклинориям и синклинориям, к мегантиклиналям и центральным геоантиклиналям, мегасинклиналям и межгорным впадинам, срединным массивам, наложенным и поперечным прогибам.

Нефтегазоносные области антиклинориев и синклинориев, в том числе перспективные, выделяются на Северо-Западном Кавказе в пределах Западно-Кавказского НГБ (Ф.К. Байдов, А.И. Дьяконов, 1985). В качестве перспективных нефтегазоносных областей здесь рассматриваются Собербашско-Гунайский и Новороссийско-Лазаревский синклинорий и расположенный между ними Гойтхский антиклинорий (А.Н. Шарданов, А.И. Дьяконов, 1965). Центральная Гойтхская геоантиклиналь последнего благодаря значительным размерам и ряду крупных осложняющих ее антиклиналей может быть выделена в виде самостоятельной нефтегазоносной области Западно-Кавказкого нефтегазоносного бассейна.

В погруженных частях отмеченных перспективно нефтегазоносных областей, исходя из принципа дифференциального улавливания УВ, предполагается преимущественная газоносность, а в краевых более поднятых ? нефтегазоносность. Указанное размещение нефтегазоносности в Западно-Кавказском НГБ подтверждается выявлением Дообского и Прасковеевского газовых месторождений в центральной зоне Новороссийско-Лазаревского синклинория (суббассейна) и нефтеконденсатного месторождения Мирная Балка в районе города Хадыженск в поднятой части прибортовой зоны Собербашско-Гунайского синклинория (суббассейна). На западном погружении Центральной Гойтхской геоантиклинали в скв. 1-Куколовской в разрезе меловых и юрских отложений зафиксированы обильные нефтегазоводопроявления.

Большинство геосинклинальных горноскладчатых систем мира включают потенциально перспективные на нефть и газ области, содержащие региональные очаги нефтегазогенерации одноименных нефтегазоносных бассейнов, которые, как и Западно-Кавказский, могут в ближайшем будущем стать реальными объектами поисков месторождений и прироста запасов нефти и газа.

Мало чем отличаются от рассмотренных нефтегазоносные области мегантиклиналей и центральных геоантиклиналей (интрагеоантиклиналей), выделяемые в отдельную группу. Известным аналогом их является отмеченная ранее перспективно нефтегазоносная область Центральной Гойтхской антиклинали. Кроме того, указанные области выявлены в Афгано-Таджикском НГБ: Сурхандарьинская, Вахшская, Кулябская области мегасинклиналей и Байрам-Куггитанской мегантиклинали. Основные месторождения нефти и газа в отложениях юры, мела и палеогена приурочены к узким протяженным антиклиналям, нередко осложнённым диапиризмом и разрывными дислокациями. Региональные очаги генерации УВ в мегасинклиналях, обладая значительным углеводородным и энергетическим потенциалами, обеспечивают образование крупных месторождений нефти и газа по схеме дифференциального улавливания углеводородов различной фазовой характеристики. В Сурхандарьинской мегасинклинали открыты месторождения Уч-Кызыл, Ляль-Микар, Кокайты, Хаудаг и др.; в Вахшской ? Кизыл-Тумшук, Акбаш-Адыр, Кичик-Бель и другие.

К нефтегазоносным областям срединных массивов, наложенных впадин и прогибов относится область Закавказского срединного массива и смежных наложенных впадин, в частности Колхидской, с очагами генерации УВ. За счет реализации углеводородного потенциала последних в брахиантиклиналях, обрамляющих впадины и осложняющих срединный массив в мел-палеогеновых и миоценовых отложениях, образуются нефтегазовые месторождения, наиболее крупным из которых является Самгори в эоценовых вулканогенно-трещинных коллекторах с извлекаемыми запасами 22 млн. т.

Не менее примечательной является расположенная в горноскладчатой системе Эльбурса Копетдага – Загроса нефтегазоносная область Центрально-Иранского срединного массива. Нефтяные и газовые месторождения в палеозойских и мезозойских отложениях расположены в пределах локальных поднятий, слагающих антиклинальные зоны на склонах массива Хангирен (Сарадже, Альборс, Азам и другие).

Нефтегазоносные области могут быть связаны также с наложенными впадинами, образовавшимися на срединном массиве или других положительных структурных элементах горноскладчатых систем. Примером такой НГО является мио-плиоценовый Керченско-Таманский поперечный прогиб, наложенный на складчатые продолжения: восточное ? Крымского антиклинория и западное – мегантиклинория Большого Кавказа (рис. 43). Одновременно с образованием поперечного прогиба в нем сформировался ряд субширотных антиклинальных зон, сложенных криптодиапировыми брахиформными и более крупными поднятиями плиоценового возраста и более древнего (Северо- Таманский вал). Региональный очаг генерации в терригенных осадках миоплиоцена мощностью более 8 км характеризуется значительным газонефтяным потенциалом, подтверждаемым наличием нефтегазовых залежей в миоплиоценовом структурном ярусе, а также получением промышленных притоков газа из мел-палеогеновых отложений. Керченско-Таманская НГО, являясь высокоперспективной, характеризуется преимущественной газоносностью благодаря доминирующему гумусовому типу ОВ в нефтегазоматеринских осадках соответствующего крупного очага генерации.

Осадочные формации наложенных впадин и краевых прогибов, в т.ч. на срединных массивах, слагают брахиформные структуры, которые осложнены разрывами. Примерами таких нефтегазоносных областей являются Паннонская межгорная впадина в системе горноскладчатых сооружений Альп, Карпат и Динарид и мегавпадина Южного Каспия. В пределах первой установлен целый ряд зон и месторождений с размещением залежей по фазовой характеристике, соответствующей принципу дифференциального улавливания УВ (от очага генерации). Во второй многочисленные нефтяные и газовые месторождения в районе Апшеронского и Бакинского архипелагов, подчиняясь тому же принципу размещения, генетически связаны с региональным очагом генерации в пределах Южно-Каспийской впадины и расположены на морских структурах, часто осложненных диапиризмом.

Западно-Кавказкий нефтегазоносный бассейн

Особую группу нефтегазоносных областей образуют области межгорных внутрискладчатых впадин. Типичными примерами этой группы впадин с четко выраженным дифференциальным улавливанием углеводородов являются в бывшем СССР: Адлерская НГО (в пределах мегантиклинория Большого Кавказа), Апшеронская, Прикуринская, Западно-Туркменская, Ферганская нефтегазоносные области; в Западной Европе – нефтегазоносные области Венской и Трансильванской впадин; в Юго-Восточной Азии – нефтегазоносные области Бирманской впадины, впадин Индонезийского НГБ (Малайзии); в Северной Америке ? нефтегазоносные области межгорных впадин Скалистых гор и Калифорнии; в Южной Америке ? межгорных впадин Западной Венесуэлы, Эквадора, Колумбии и Перу.

На примере Адлерской, Венской, Бирманской впадин, межгорных впадин Индонезии, Калифорнии, Скалистых гор и др. и соответствующих им НГО устанавливается приуроченность к этим впадинам региональных очагов генерации УВ и их сингенетическая нефтегазоносность. Тип углеводородного флюида в зонах нефтегазонакопления и в залежах определяется доминирующим гумусово-сапропелевым составом ОВ и уровнем его катагенетического преобразования (МК3-МК4), а размещение месторождений ? дифференцированно-дискретным характером миграции углеводородов в газовой фазе и дифференциальным улавливанием УВ. Так, при гумусовом и смешанном типе ОВ и средних уровнях катагенетического преобразования – МК4 доминирует газовый, газоконденсатный и газонефтяной типы флюида с размещением нефтегазовых скоплений по схеме дифференциального улавливания УВ в наиболее поднятой части бортов (НГО Бирманской впадины, нефтегазоносные области Восточных Скалистых гор и другие).

При сапропелевом ОВ (Венская впадина, впадины Калифорнии) по той же модели формирования по бортам преобладают нефтяные залежи, а в центральной наиболее погруженной части размещены газовые и газонефтяные скопления; в Адлерской впадине прогнозируется аналогичный характер распространения нефтегазоносности со сменой газовых залежей от центра прогиба к бортам нефтяными.

Нефтегазоносные области рифтогенных систем установлены в горноскладчатых регионах, в частности в пределах эпиплатформенного обрамления западного продолжения эпигеосинклинальных орогенов Северного и Южного Тянь-Шаня, входящих в систему Центрально-Азиатского эпиплатформенного орогенного пояса. К ним же относятся рифтовые области эпиорогенной части запада Северной Америки: Грейт-Велли, Лос-Анджелес, Вентура-Санта-Барбара и др., входящие в систему Береговых хребтов Кордильер. Отмеченные нефтегазоносные области представляют собой относительно узкие протяженные рифтогенные прогибы и грабенообразные впадины, ограниченные глубинными разломами амплитудой более 2,5 км, которыми они отделяются от высокоподнятых горно-складчатых эпиплатформенных орогенных и эпигеосинклинальных блоков.

Рифтогенные впадины, образующие соответствующие НГО, выполнены осадочными эпиконтинентальными толщами мезозойскокайнозойского возраста мощностью до 9-10 км, обладающими высоким нефтегазогенерационным потенциалом (более 1000 грамм автохтонных углеводородов в 1 м3 НГМ породы). В сложном соотношении с отмеченными притяньшаньскими рифтогенными эпиорогенными впадинами и смежными эпиплатформенными горноскладчатыми геоблоками находятся внутрискладчатые межгорные впадины типа Ферганской, представляя «резонансно-тектонические» структуры (Ю.М. Пущаровский, 1981; А.Д. Буш, 1963). Указанные рифтогенные платформенные прогибы типа Ферганской впадины являются крупными потенциально нефтегазоносными областями с зонами нефтегазонакопления, образовавшимися по модели В. Гассоу и В.П. Савченко. Последнее подтверждает, в частности, очень высокий УВ потенциал мезозойскокайнозойских формаций в близких по генезису нефтегазоносных областях эпиорогенной части запада Северной Америки: Лос-Анджелес, Вентура, Санта-Барбара и других, где выявлено более 200 крупных месторождений нефти и газа (Лонг-Бич, Санта-Фе-Спрингс, Уиллингтон, Вентура, Эльвуд, Литл-Спрингс, Мидоуэй-Сансет и др.).