Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Структурная основа бассейновой системы нафтидного районирование

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Структурная основа бассейновой системы нафтидного районирование"

МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. М.В. ЛОМОНОСОВА ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ КАФЕДРА ГЕМОГИИ И ГЕОХИМИИ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ

на правах рукописи уда 551.24: 553.98

КРАВЧЕНКО Кирилл Николаевич

СТРУКТУРНАЯ ОСНОВА БАССЕЙНОВОЙ СИСТЕМЫ НАФТИДНОГО РАЙОНИРОВАНИЯ

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени доктора геолого-минералогических наук

Москва - 1994 г.

Работа выполненк во Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ).

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАН <Х&вн

доктор геолого-минералогических наук, профессор, член-корреспондент РАЕН D.K. Бурлин

доктор геолого-минералогических наук, H.H. Соловьёв

Йедущее предприятие: Институт геологии и разработки горючих ископаешх (ИГиРГИ)

Защита состоится "2?" декабря 1994 г. в 14^ час. на заседании Специализированного совета К.053.Ob.03 по защите диссертаций на соискание учёной степени доктора геолого-минералогических наук по специальности 04.00.17 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений при Московском государственном университете и». U.B. Ломоносова по адресу: II9399 ГСП-3, г.Москва, В-234, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, ауд. 608.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ', 6 этаж главного здания.

Автореферат разослан "_" ноября 1994 г.

Ученый секретарь Специализированного совета, кандидат геолого-минералогических наук

Н.В. Пронина

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

*

Применяемые аббревиатура. ЕНГБ - битумонефтегазовый бассейн, ГиБ - гидрогеологический бассейн, НГБ - нефтегазовый бассейн,' НГБа - нефтегазоносный бассейн, Нд - нафтиды, Нд— нафтидный, НдБ - нафтидный бассейн, ОВ - органическое вещество, ОПБ— оса-дочно-породный бассейн, РОВ - рассеянное органическое вещество, УВ - углеводороды, УВ— углеводородный.

Актуальность проблемы. Одной из важнейших задач

битумонефтегазовой геологии является повышение достоверности прогноза размещения скоплений и ресурсов нафтидов (нефти, газа, природных твёрдых и полутвердых битумов) в различных регив--.нах. Эта достоверность в значительной мере определяется степенью разработки теоретических предпосылок такого прогноза, в том числе принципов нафтидного районирования. В России применяются две основные системы районирования: провинциальная и бассейновая. В последней достаточно полно разработана классификация бассейнов по тектоническому принципу. Вместе с тем внутреннее деление бассейнов на составные элементу по структурным признакам остается недостаточно исследованным. В связи с этим, а также учитывая определявшее значение тектонического фактора в размещении и формировании скоплений нефти, газа и битумов, дальнейшая разработка структурных предпосылок деления бассейнов на основные составные элементы и анализ структурных условий размещения скоплений нафтидов в бассейнах разного типа является актуальной пр_об_лемой.

Цель и задачи исследования. Основной целью исследований является отображение структурного контроля нафтидоносности бассейнов. Для этого предусматривалось решение следующих задач:

1. Усовершенствование теоретической структурной основы бассейновой системы Нд- районирования, разработка генетического принципа внутреннего деления бассейнов по структурным показателям.

2. Анализ влияния вненафтидных водных зон ГиБ разной генетической природы на величины потерь и сохранность нефти, газа и битумов в НдБ.

3. Типизация основных составных элементов бассейнов по структурным признакам.

4. Установление оптимальных структурных обстановок размещения скоплений Нд разного размера и фазового состояния в бассейнах.

5. Применение разработанных положений для.объяснения основных черт размещения скоплений Нд в разных бассейнах мира в связи с совершенствованием дальнейших нафтидопоисковюс работ в их пределах.

Методы исследования. В основу исследования положено учение о

НГБ, разработанное И.О. Бродом, развитое в трупах O.K. Бурлина, Н.В. Вассоевича, D.A. Висковского, И.В. Высоцкого, В.И. Высоцкого, Л.Н. Зорькина, Е.В. Кучерука, И.Ш. Моделевского, В.Б. Оленина, Л.А. Польстер, В.Ф. Раабена, Б.А. Соколова, H.H. Соловьева, В.Е Хаина и многих других.

Продолжая исследования в райках этого учения, в качестве методической основы диссертационной работы автор принял сравнительный анализ структурных условий размещения скоплений Нд в пределах генетически однородных главных составных частей бассейнов - их склонов.

Использовании материалы. При разработке положений диссертации были использованы результаты собственных многолетних исследований автора (1950^1994 гг.) в Среднеазиатском, Южно-Азиатском, Западно-Китайском, Арктическом и других, нефтегазоносных регионах России и зарубежных стран и проведено теоретическое обобщение обширного литературного материала До 73 представительным бассейнам мира.

Научная новизна проведенных исследований заключается в следующем: I. Разработан новый склоново-гребневый, днищево-бортовой принцип, внутреннего деления бассейнов, введены понятия и осуществлена систематика основных составных элементов бассейнов, через которые осуществляется структурный контроль онтогенеза, в том числе размещения скоплений Нд, в разных частях бассейнов. 2. Установлена различная генетическая природ§?гюн, образующих внешней оболочку НдБ и показано их воздействие на величину потерь и сохранность скоплений нефти, газа и битумов. 3. Определено влияние количества, полноты развития, экспозиции и структурного рисунка склонов на формирование фазовой зональности и размещение скоплений Нд в бассейнах.

Реализация результатов исследования и практическая значимость работы. Теоретические разработки автора нашли применение при составлении монографий и карт, посвященных тектонике и нефтегазонос-ности бассейнов мира, нефтегазоносных областей юга СССР, Средней Азии, Российской Арктики, в.том числе в выпущенных при участии автора монографии "Нефтегазоносные бассейны земного шара" (1965), комплекте тектонических карт юга СССР (1972-1975) и монографии "Тектоника нефтегазоносных областей юга СССР" (1973), на картах нефтегазоносности СССР (1976, 1988), тектонической карте нефтегазоносных территорий СССР (1983), структурных картах фундамента и осадочного чехла СССР (1934), справочнике "Нефтяные и газовые месторождения СССР" (1987), на картах плитотектонического и нефте-

газoreoлогического районирования северных акваторий России (1994).

Практическая значимость исследования заключается в использовании теоретически обоснованных положений автора при сравнительном анализе перспективности НцБ и их частей, а также в более надежном прогнозе распространения разномасштабных скоплений нефти, газа и битумов в различных бассейнах, что способствует повышению эффективности геологоразведочных работ.

Практическим вкладом автора явилось разработка и реализация многочисленных документов по направлению геологоразведочных работ на нефть и газ в Средней Азии (1965-1994 гг.), участие в открытия и ускоренней разведке месмрождвняяДаулетабад-Донмез в этом регионе, а также открытие ряда месторождений нефти и газа в Пакистане и Бангладеш, сделанное при его ведущем участии как главного геолога контрактных работ Ыингео СССР в этих странах в I96I-I965 гг., прогнозирование зон возможной преицущественной нефтеносности и мелового рифтогенеза на пассивных окраинах арктических морей России.

Апробация работы, публикации. Основные результаты исследования докладывались на всесоюзных, международных, региональных сове-' щаниях, в том числе: на XXI и ХХШ сессиях НТК, симпозиуме международной комиссии по геодинамике в Англии, на всесоюзных совещаниях научного совета по проблемам геологии и геохимии нефти и газа АН СССР и МГУ (1973-1990 гг.), на совещаниях Мингео СССР и Мингаэпро-ма по направлению геологоразведочных работ на нефть и газ в Средней Азии (1969-1982 гг.), на 1-й всесоюзной конференции по геоди-намшгеским основам прогнозирования нефтегазоносности недр в ШНГЕ (1988 г.), на заседании центральной экспертной комиссии по оценке ресурсов нефти, газа и конденсата основных региойов Российской Федерации, посвященном акваториям окраинных и внутренних морей (1994г.).

Основные положения диссертации отражены более чем в 90 опубликованных работах, в том числе в 6 монографиях, 4 брошюрах и 15 картах по тектонике и нефтегазоносности йеной и Юго-Восточной Азии, СССР, юга СССР, Средней Азии и северных акваторий России. При составлении комплекта тектонических карт юга'СССР автор был ответственным исполнителем и редактором по платформенной части территории.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, объемом 325 страниц, 9 таблиц,75 рисунков и списка литературы 348 названий.

Благодарность за помощь в работе моим коллегам из ВНИГНИ, МГУ, ИГиРГИ, ВНИИГАЗа и других организаций, принимавшим живое участие в подготовке и обсуждении работы и, прежде всего, Г.И. Ацур-

скоцу, И.В. Высоцкому, К.А. Клещеву, H.A. Крылову," Е.В. Кучеруку, JI.H. Кирвевой, B.C. Шеину, О.П. Четвериковой, и, конечно же, тем, с кем юге довелось работать вместе: В.И. Дидуре, О.В. Ивановой, Н.П. Севастьяновой, является моим приятным долгом. Однако это, пожалуй любимое мое детище, родившееся уже давно, так и не увидело бы свет, если бы не неоценимая дружеская настойчивость Михаила Кузьмича Калинко, увы уже ушедшего из жизни, Юлии Ивановны Корчагиной и Бориса Александровича Соколова, не уставших напоминать мне, что,: сделанное дело должно доводиться до своего логического конца. Глава I. Существующие представления о роли региональной структуры нафтидных бассейнов в размещении скоплений нефти, газа и битумов в иж пределах.

Рассмотрены представления различных авторов о сопряжённости нафтидонакопления с глубоки®! зонами прогибания и массовой генерации УВ, этапами, характеризующимися повышенными скоростями осад-конаквпления, доминирующими комплексами отложений (P.E. Айзберг, Ю.Т. Афанасьев,A.A. Бакиров, И.О. Брод, Г.Х. Дикенштейн, H.A. Крылов, Б.А. Соколов, D.H. Швембергер и пр.)', об особенностях фазовой зональности, масштабах перераспределения Нд в плане и разрезе разновозрастных и разнородных тектонических регионов (A.M. Акрамходжаев, И.И. Аммосов, А.Г. Бабаев, U.K. Баженова, В.А. Бе-ненсон, Н.С. Бескровный, Т.А. Ботнева, Ю.К. Бурлин, В.А. Висковс-кий, В.И. Высоцкий, И.В. Высоцкий,Г.А. Габриэлянц, В.П. Гаврилов, A.A. Геодекян, И.С. Гольдберг, А.Н. Гусева, Г.Х. Дикенштейн, H.A. Еременко, В.И. Ермаков, В.И. Ермолкин, А.Н. Золотов, Л.М. Зорькин, J.K. Калинко, А.Э. Конторович, А.И. Конюхов, Ю.И. Корчагина,

A.В."Мудельский, Е.С. Ларская, Л.И. Лебедев, Л.Э. Левин, Ы.И. Лоджевская, Б.И. Маевский.И.М. Ыирчинк, С.П. Максимов, М.Ш. Мо-делевский, Л.И. Морозов, С.Г. Неручев, И.И. Нестеров, P.M. Ново-силецкий, В.Б. Оленин, Д.С. Оружжева, Л.А. Польстер, В.Ф. Раабен, Г.П. Сверчков, Г.Е. Рябухкн, В.В. Семенович, И.С. Старобинец.О.И. Супруиеяко.Л.И. Фердман, Э.В. Чайковская, В.А. Чахмахчев,. K.P. Че-пиков, О.П. Четверикова и др.); влияние структурного рисунка НдБ на размещение в них месторождений (Г.И. Амурский, Р.Г» Гарецкий,

B.А. Дедеев, Г.Н. Доленко, М.А. Камалетдинов, H.A. Капустин, Л.Г. К-ирюХин, К.А. Клещев, В.А. Клубов, A.A. Кпвалев, Н.В. Короновский, П.К. Куликов, Н.Я. Кунин, Е.В. Кучерук, B.C. Лазарев, А.И. Лета-вин, EfcE. Милановский, О.М. Мкртчян, В.Д. Наливкин, Л.М. Натапов, Л.К. Прайс, Л.Н. Розанов, В.А. Сидоров, H.H. Соловьев, В.Е. Хаин, P.O. Хачатрян, B.C. Шеин и др.).

Основная дискуссия ведется по вопросу о масштабах перераспре-

деления УВ в неярах. Автор занимает промежуточное положение между геологами, принимающими неорганическое происхождение нефти и газа (признавая справедливым в их представлениях возможность крупномасштабной региональной и горизонтальной миграции УВ и- теп-ломассопереноса из глубоких недр Земр), и геохимиками , доказывающими сингенетичность значительной части нефтегазоносных комплексов (допуская наличие множественных источников УВ промышленных залежей, образующихся за счёт преобразования РОВ осадочного чехла) .

Глава 2. О независимости двух систем битумонсфтегазового (нафтидного) районирования.

Среди геологов-нефтяников сформировались две основные школы битумонефтегазового районирования. Одна из них (И.О. Брод, Н.Б. Вассоевич, И.В. Высоцкий, В.Б. Оленин, В.Е. Хаин и др.) развивает учение о нефтегазоносных бассейнах, другая (A.A. Бакиров, Г.Х. Дикенштейн, С.П. Максимов, Г.Е. Рябухин, H.D. Успенская и др.) -учение о нефтегазоносных провинциях. Эти учения представляют со-._ бой две различных, но не исключающих, а дополняющих друг друга (генетическая и синтетическая) системы подхода к решению проблемы нефтегазового районирования. Поэтому каждой из систем должен соответствовать свой независюый ряд понятий;

Учение о нефтегазоносных бассейнах имеет целью показать онтогенез Нд, т.е. источники их генерации, пути миграции и связанные с ними зоны аккуцуляцик, консервации и потерь Нд. В нефтегазоносный (точнее нафтидоносный) бассейн объединяются кафтидоиосные геологические тела, питаемые из единого очага массовой генерации УВ или тесно связанной между собой их совокупности. Но в процессе перемещения из этого очага УВ попадают в резко меняющиеся условия, накладываются на разнородные элементы и образуют скопления Нд, существенно различающиеся мевду собой. Единство очага массовой генерации и. последовательное по мере удаления от его центра изменение остальных элементов онтогенеза Нд должно лежать* а основе бассейновой систеш Нд- районирования. Четко отражая закономерности онтогенеза Нд, подразделения генетической, бассейновой систеш районирования (применяемой последовательно, во всех-своих элементах), вместе с тем обычно содержат разнородные Нд- скопления. Этот пробел восполняется во втором, провинциальном ряду Ня- районирования.

Учение о нефтегазоносных провинциях отражает синтетический подход, основанный на принципе сходства Нд- образований по различным показателям, синтезируемым при выделении подразделений. Естес- , твенно поэтому, что последние должны быть внутренне однородными.

К ниы относятся разноразмерные совокупности скоплений с общими диапазоном нефтегаэоносности, типами региональных и локальных структурных элементов, природных резервуаров, контролирующих рас-пространенше Нд- скоплений, концентрацией ресурсов Нд, соотношением в них нефти, газа, битумов и т.д. Нефтегазоносная (точнее наф-тидоносная) провинция является крупнейшей совокупностью скоплений УВ (Нд), приуроченных к однородному надпорядковому тектоническое

элементу (древней или молодой плите, эпигеосинклинальному или эпиплатформенному орогену и т.д.) со сходным, стратиграфическим диапазоном нефтегазоносное™ (нафтидоносности): палеозойским, мезозойские, кайнозойским и т.д. Нефтегазоносные, (нафтидоносные) области, районы объединяют соответственно крупные и средние по размерам совокупности сходных по разным показателям скоплений УВ (Нд).

С учетом сказанного, Нд- районирование по провинциальной и бассейновой системам должно применяться независимо друг от друга для подразделений разного ранга и содержания. Провинциальная система может служить основой для выделения типов Нд- скоплений, количественной оценки битумонефтегазоносности, определения направлений работ.; бассейновая система - для отображения условий формиро-г вания и размещения Нд- скоплений разного фазового состояния и размера.

Глава 3. Теоретические положения структурной основы бассейновой системы нафтидяого районирования (склоново-гребневый, днищево-бортовой принцип деления бассейнов). Соотношение гидрогеологических^ осаяочно-порудных,_нафтид-

ных,_бит^монефтегазовых и не^тегазовых_бассейнов_1 Известно, что основную часть баланса генерированных,'сохранившихся и потерянных Нд составляют УВ, растворенные в подземных водах, а также потери Нд. На краях и поднятых частях бассейнов выделяются участки ненадежной консервации Нд- скоплений, дренажа, гипергенеза и свободного сообщения УВ-- миграционных потоков с земной поверхностью. На таких участках сверху вниз по разрезу последовательно исчезают газообразные и жидкие УВ- залежи и образуются скопления природных битумов, которые следует выделять в самостоятельную битумную фазовую зону, составляющую большую часть баланса Нд в ряде бассейнов. Битумная зона обычно находится за пределами НГБ, объединяющего лишь скопления жидких и газообразных УВ. При этом она образует самостоятельную полосу, расположенную выше по склону от края НГБ (Западно-Канадский, Оринокский бассейны).

Поэтому, наряду с нефтегазоносными бассейнами, следует использовать более общее понятие о битумонефтегазоносных бассейнах,

введэнное в литературу в 1979 г. Р.Н. Валеевым, Г.Т. Юдиным, P.M. Гисматуллиным и В.Л. Штейнгольцем. С учетом этого и данных S.A. Барс, И.О. Брода, М.М. Васильевского, Н.Б. Вассоевича, И.В. Высоцкого, М.К. Калинко, В.Ф. Клейменова, В.Б. Оленина, М.И. Субботы, Я.А. Хопжакулиева и Г.П. Якобсона предлагается выделять следующий нисходящий ряд понятий о бассейнах*': гидрогеологический (ГиБ) -осадочно-породный (ОПБ) - нафтидный (НдБ) - битумонефтегазовый (БНГБ) - нефтегазовый (НГБ) бассейны. При этом для бассейнов, содержащих Нд, целесообразно различать три ряда понятий и терминов: I) общий (с окончанием -овые, -ные) - нафтиднйе, битумонефтегазо-вые, нефтегазовые бассейны - НдБ, БНГБ, НГБ; 2) генерационный (с окончанием -генные) - нафти&огешше, битумонефтегазогенные, неф-тегазогенные бассейны - НдБг, БНГБг, НГБг; 3) аккумуляционный (с окончанием -носные) - нафтидоносные, битумонефтегазоносные, нефтегазоносные бассейны -.ЛдБа, БНГБа, НГБа. Аналогичным образом, наряду с газогидратной, верхней, нижней газовыми, нефтегазовой и битумной зонами, различаются газогидратогенная, газогидратонасная, верхние, нижние газогейная и газоносная, нефтегазогенная и нефтегазоносная, битумогенная и битумоносная зоны, а также части последних - подзоны.

Гидрогеологическ^й_бассейн - опускание, ооразуицее автономную совокупность восходящего эллизионного (направленного изнутри к периферии) и (или) нисходящего инфильтрационного (направленного от периферии внутрь) подземных водообменов, определяемых соотношением гидрогеологических обстановок на обычно поднятых окраинных и в опущенных срединных частях бассейна.

Осадочно-по£одный_бассейн_- опускание, выполненное осадочными породами, мощность которых обычно увеличивается от краев внутрь бассейна. В отличие от ГиБ, ОПБ не включает зону развития консолидированных, резко складчатых, метаморфизованных и интрузивных пород фундамента на поверхности щитов, массивов платформ и горных складчатых сооружений.

Нафтидный бассейн - часть выраженного в осадочном выполнении опускания, в которой автономно осуществляется процесс онтогенеза Нд: генерация из общегй*' очага, миграция, аккумуляция, консерва-

Под бассейнами понимаются разноразмерные опускания осадочного выполнения и подстилающего его консолидированного'основания, т.е. отрицательные структурные элементы, противопоставляемые поднятиям.

Как правило, выделяется единая, реже - тесно связанная в

см. с. 8.

• -9. цвд 'и потери нефти к (или) газа д (или) битумов. НдВ является, наиболее общим из понятий о бассейнах, связанных-с онтогенезом Нд, Несколько НдБ могут отвечать совокупности БНГБ и НТВ, тогда как каждый отдельно взятый Нд- бассейн является либо битумонефтегазо-вым, либо нефтегазовым..

йт^онефтегазовый^бассейн - часть выраженного в осадочном выполнении опускания, в которой автономно осуществляется процесс онтогенеза Нд из; общего очага питания УВ с обязательным участием битумов.

Нефтегазовый_бассейн - часть выраженного в осадочном выполнении опускания, в которой автономно осуществляется процесс онтогенеза нефти и газа (Лез участия битумов) из общего очага литания УВ. НТВ может быть либо внутренней составной частью БНГБ,отделенной от края последнего битумной зоной, либо независимым.образованием, если битумная зона в бассейне не развита.

От контуров, осадочно-породного бассейна ЕНГБ и НТВ отделяются вЬдной_зоной_(развития кислых, неуглёводородных газов), лишенной месторождений Нд; Исчезновение Нд- месторождений в водной зоне •ОПБ и ГиБ имеет различное происхождение. Могут сказываться неблагоприятные условия разных элементов онтогенеза Нд. Поэтому в составе водной зоны ОПБ, помимо аконсервационной зоны,'выделенной В.Б«Олениным, в которой не было условий для сохранения'Нд- скоплений, целесообразно различат» также ¿генерационную зону, в кото-рой не было массовой генерации и эмиграции (эвакуации) УВ, эмиграционную зону, в которую не попадали УВ- миграционные потоки, анак-кумуляциокную зону, лишенную ловушек, служившую транзитом для мигрирующих УВ.

Аг^нерауионная__зона охватывает слабо или, наоборот, чрезмерно глубоко погруженные части ОПБ (ГиБ), в которых массовой генерации и эмиграции УВ не происходило вследствие слишком мягких или, напротив, чрезмерно жёстких термобарических условий. В них генерируются лишь кислые - азотные или углекислые, неуглеводоронные газы. Таким образом, различаются"верхняя и нижняя агенерационные зоны, Нд- позиция которых принципиально разная. Мелкие ОПБ (ГиБ), не до--зревшие до состояния НТВ, полностью образованы агенерационной зоной.

Миграционная зона_ОПБ (ГиБ) включает или окраинное опускание, хх' см. с.7.

плане совокупность наиболее погруженных частей бассейна, служащая общим очагом массовой генерации и эмиграции УВ из одной или нескольких нефтегазопроизвошщих толщ.

эчранированное от очага массовой генерации и эмиграции УВ (онища) противоположным региональным склоном, препятствующим проникновению в нее миграционных потоков УВ, или внешнюю часть склона, прямо связанного с пнищем малого генерационного потенциала, куда миграционные потоки УВ не доходили из-за иссякания У.В, или верхнюю нашштцевую часть бассейна, расположенную над региональной покрышкой, обеспечивающей надежную изоляцию от восходящих вертикальных потоков УВ. Развитие эмиграционных зон между краями НдБ и ОПБ обычно снижает величину потерь Нд.

Анаккумуляуионная зонау(ГиБ) представлена либо участками, лишенными ловушек (латерального или ступенчатого транзита УВ), либо участками с ненадежными покрышками, через которые прорываются УВ (зоны вертикального транзита УВ, особенно частые в днищах, занятых нижней газовой зоной). Потери Нд при этом увеличиваются.

Акпнсе£вационная_зона расположена в верхних и боковых частях ОПБ (ГиБ), характеризующихся активным водообменом, неблагоприятным для сохранения Нд- скоплений в течение длительного времени.

Гидрогеологический режим бассейнов, как известно, играет существенную роль в онтогенезе нефти, газа и битумов. Помимо специфики гидрогеологической обстановки собственно нафтидных бассейнов, важное значение имеет гидродинамика вненафтидоносных водных зон, входящих в состав внешних краевых частей ОПБ и ГиБ. Повышение" приведенных пластовых давлений подземных вод к верхним краевым частям бассейнов, обусловленное инфильтрацйонным режимом, играет в целом положительную роль для уменьшения и предотвращения латеральных и вертикальных потерь Нд на краях НдБ. Л.И. Морозов показал возможность существования крупных скоплений Нд в зонах распространения инфильтрационных вод. Эти скопления ограниченное время могут сохраняться и в чуждой для Нд аконсервацивянвй среде, образуя битумную зону (Атабаска, Мелекесс и др.) и неглубокие залежи УВ, связанные с вертикальными очагами разгрузки подземных вод (Газли). Гидрогеологическое запечатывание верхней внешней оболочки бассейнов высоконапорными водами и существование эмиграционных водных зон на относительно опущенных краях бассейнов благоприятствует увеличению масштабов нафтидонакопления. Последовательное снижение приведенных пластовых давлений к открытым бортам и верхней оболочке бассейнов, образующим аконсервационную зону ОПБ и ГиБ, напротив, увеличивает латеральные и вертикальные потери Нд.

Нижней агенерационной зоне обычно свойственны повышенные пластовые давления, обусловливающие вертикальный прорыв, внедрение высоконапорных вод по разрывам и жерлам грязевых вулканов в тело

НдБ.

В отличие от общего ряда понятий о бассейнах, генерационный и аккумуляционный ряды отражают соответственно исходный и итоговый элементы онтогенеза Нд (генерацию и аккумуляцию последних с учётом их потерь). Так, на^лидогенный бассейн (НдБг) представляет собой часть ОПБ, днище (см. ниже), в котором осуществляется массовая генерация и эмиграция УВ, дающая начало промышленным скоплениям Нд.

шон^сный бассейн (НдБа) - часть ОПБ (реже часть ГиБ), тело, охватывающее полную совокупность промышленных скоплений на-фтидов, образовавшихся из общего очага массовой генерации УВ. По' этой же схеме может быть дано определение остальных понятий генерационного и аккумуляционного бассейновых, рядов.

Основные_составные_части_бассейнов_-_склоны ,_г£ебни, тальвеги, днища,найднищ« и борт» Элементом, обеспечивающим единство НдБ, является только процесс массовой генерации и эмиграции'УВ, осуществляемый в общем -очаге, соответствующем осевой зоне (днищу) бассейна. Все остальные процессы: миграция, аккуцуляция, консервация и потери Нд протекают по-разноцу на различных склонах НдБ и в значительной мере определяются их региональной структурой. Поэтоцу главным элементом генетического ряда членения НГБ^(а также БНГБ, ОПБ иТиБ) следует считать склоны, контролирующие закономерную смену условий генерации, миграции, аккумуляции, консервации и потерь УВ по мере перехода от внутренних частей бассейна в внешним.

Склон - моноклинальная часть бассейна, в которой могут .происходить встречные злизконный, инфильтрационный водообмены и однонаправленные изменения условий онтогенеза нафтидоз при общем восходящем перемещении УВ. Верхними ограничениями склонов являются гребни, нижними - тельвеги. •

Снизу вверх по склону происходит изменение соотношения масштабов генерации, эмиграции УВ и аккуцуляции Нд. Масштабы генерации и эмиграции УВ обычно максимальны.в наиболее опущенных частях склонов и снижаются по мере перемещения нефтегазопроизводящих пород во все более мягкие термобарические условия вверх по склону. В соответствии с этим меняется и фазовое состояние Нд- скоплений. Масштабы аккумуляции в разных частях склонов зависят от количества мигрирующих УВ и суммарного объёма ловушек, попадающих в пределы миграционного потока.

Различаются склоны закрытые (тупиковые), заканчивающиеся на вершинах внутренних для НдБ, а также погребённых межбассейновых

поднятий, и открытые, моноклинально поднимающиеся до краёв ОПБ и ГиБ. Потери Нд на закрытых склонах обычно меньше, чем на открытых.

В составе бассейнов выделяются днища, надднища и.борта.. Днище - опущенная обычно внутренняя часть НдБ и очага генерации УВ, как правило, имеющая синклинальное строение, в которой происходит массовая эмиграция УВ, дающая начало промышленным месторождениям Нд. Бо£т_- поднятая обычно внешняя часть бассейна, в которой из-за недостаточно жестких термобарических условий не происходит массовой генерации и эмиграции УВ, но могут-осуществляться перемещение флюидов, аккумуляция, консервация и потери нефти, газа и битумов. Борта состоят из крыльев и цент£ОклшалейА расположенных соответственно против центральной части и окончаний днища НдБ. Они образуют верхние,, внешние, окраинные, внедни-щевые части склонов. Помимо этого, могут выделяться внеднищевые части бассейна, расположенные над и под днищем, в которых, так же как и на борту, не.происходит массовой генерации и эмиграции УВ - либо За счет недостаточно жёстких термобарических условий (надднище), либо, напротив, вследствие чрезмерно высоких температур и давления (пощшище^, при которых УВ становятся термодинамически неустойчивыми и генерируются неуглеводородные кислые газы. Днища и нашшица могут объединяться в качестве срединной части ¿средины) бассейна, противопоставляемой бортам (крыльям и. це-нтроклиналям) - окраинной части _£_окраины_) бассейна.

Нафтидовмещающий потенциал складывается из потенциальной рассеянной углеводородоёмкости подземных вод (определяемой, главным образом, объёмом водорастворённых газов), потенциального объёма сорбированных в породах- УВ и аккумуляционного потенциала ловушек. По соотношению масштаба эмиграции УВ и нафтидовмещанцего потенциала в бассейнах выделяются три зоны. В нижней зоне масштаб эмиграции УВ намного превышает нафтидовмещающий потенциал. В средней зоне обе величины соизмеримы. В верхней зоне эмиграция УВ намного уступает нафтидовмещающему потенциалу или отсутствует. Нижняя зона отвечает обычно глубоким частям пнищ, из которых происходит латеральный и вертикальный отток значительной части УВ снизу-вверх по разрезу и изнутри к периферии бассейна. Средняя зона зачастую соответствует среднепогруженным частям днищ со сбалансированными объёмами эмиграции УВ и аккумуляции Нд. За пределы этой 'зоны, -как правило, выводятся лишь УВ, равные их избытку, эмигрировавшему в"нижней зоне. Верхняя зона обычно охватывает мелкие части днищ, наушница и борта, их частично генерационные и-^генерационные участки. В пределах верхней'зоны аккумуляция, в том чис- ■

ле крупномасштабная, происходит в основном за счет прорыва отдельных струй и плоского фронта рассеянных,основном растворенных, в воде УВ из опущенных частей бассейна. Наряду с этим, в ней могут возникать отдельные мелкие месторождения, образованные га счет собственных ближних источников питания Нд.

Гребенв - положительный склонораздел, служащий зоной концентрированной миграции флюидов, в том числе УВ, и аккумуляции наф-тидов. Тальвег - отрицательный склонораздел, разграничивающий смежные поля разнонаправленной миграции элизионных вод и УВ. 3 зависимости от наклона шарнира различаются гребни цилиндрические (с горизонтальным шарниром), ныряющие (с односторонне наклоненным шарниром), седловинные (с встречно наклоненным шарниром); по положению на склоне и по отношению к днищам - продольные,секущие(косые и поперечны^, комбинированные, торцовые (в нижней своей части продольные, в верхней - секущие), днищевые, бортовые, днищево-бор-товые, по структурной форме - складчатые и нескладчатые.

Склоны, гребни и тальвеги могут быть разнопорядковыми и отличаться своими размерами. Совокупность расчлененных гребнями, тальвегами и плоских участков склонов образует структурный рисунок бассейнов .

Наиболее благоприятные условия для концентрированной региональной миграции УВ и аккумуляции Нд возникают в случае существования протяженных стержневых гребней, рассекающих значительную часть НдБ и обеспечивающих отток больших масс УВ, генерированных в днищах, к зонам«аккумуляции. На стержневых гребнях и их ответвлениях концентрируется значительная часть ресурсов Нд в бассейнах. Крупномасштабная рассеянная форма миграции и аккумуляции Нд может происходить на плоских гидродинамически экранированных склонах.

Тип миграции во многом зависит от положения надежных покрышек. Общей тенденцией является вертикальный прорыв в днище наиболее подвижных УВ, особенно нижнего газа (газа нижней генерационной зоны.)под первую снизу надежную покрышку, сопровождаемый латеральным и ступенчатым оттеснением жидких и верхних газообразных УВ изнутри к периферии бассейна, верхнее и среднее положение надежной покрышки благоприятствует вертикальному перераспределению УВ, многослойной ступенчатой миграции, уменьшающей масштабы латерального вытеснения УВ и образованию многозалежных месторождений за счет вертикальных перетоков УВ из одних горизонтов в другие. Нижнее положение надежной покрышки в целом увеличивает масштабы латерального оттеснения УВ, в том числе за пределы НдБ. Отсутствие надежных покрышек в разрезе приводит к неограниченной вертикальной

миграции УВ вплоть до поверхности.

Автор разделяет представление многих, исследователей, что нефть и газ в месторождениях промышленного^значения является продуктом высокотемпературного (свыше 150-200 - P.E. Айзберг, Р.Г. Гарецкий, В.В. Колоний, A.B. Кудельский, В.И. Маевский) преобразования РОВ осадочной оболочки, подверженной воздействию двоякого разогрева: кпндуктивного (при опускании чехла сверху вниз) и конвективного геофлюидодинамического (А.Е. Гуревич) тепломассопере-носа, идущего снизу,, из нагретых нижних частей тектоносФеры вплоть до мантии (А.В.Куаельсккй, Б.А. Симе«,, В.Й. Хаян). ¿фя »том согласно данным изотопных исследований (Э.М. Прасолов;., роль мантии как источника газа в залежах невелика - большая часть газов имеет коровое (т.е. не неорганическое,.осадочно-миграционное -КК) происхождение. Против глубинного происхождения УВ говорит развитие в основании ГиБ, в непосредственной близости от консолидированной коры слабо минерализованных, насыщенных не углеводаренными, а кислыми газами солюционных вод (по В.В. Колонию). Основная форма переноса генерированных УВ осуществляется скорее всего в виде газового (А.Ф. Романюк), газоконденсатного, парогазожидкрст-ного (Б.И. Маевский) раствора, обеспечивающего как эмиграцию УВ из материнских пород в коллектор за счет агрессивно-растворяпцей экстрагирующей роли газа (А.Ф. Романюк, В.В. Семенович), так и • дальнейшую разномасштабную, в том числе дальнюю, латеральную и вертикальную миграцию к залежам или очагам потерь Нд.Сблктение свойств конденсатов и нефтей, отмеченное Т.А. Ботневой, О.Л. Нечаевой, Н.С. Шуловой на больших глубинах, подтверждает происхождение последних из газоконденсатного раствора.

В предлагаемой трактовке контуры бассейнов, содержащих нефть, газ и битумы, существенно отличаются от общепринятых. Они проводятся по внешнему краю установленного иди предполагаемого распространения месторождений Нд, что придает бассейна^ не плавные, округлые очертания, а сложнорасчлененную ("амебовидную") форцу в плане и линзовидную - в разрезе. Контуры НдБ образованы сочетанием апофиз, далеко выступающих от днищ бассейна, и пережимов на участках сужения бассейна. Видимо, целесообразно пользоваться понятием о шлейфе Нд- скоплений, идущих от днища вдоль определенного склона бассейна. Под шлейфом Нд- _скоплений_предлагается понимать резко расширенную апофизную часть НдБ, охватывающую установленную и прогнозируемую совокупность месторождений Нд,.расположенную на'ояйом склоне, пространственно тесно связанную между собой и последовательно воздымающуюся от днища к краям НдБ.

Роль_днищ и бо£т£в_басселн£в_в_онт£генезе нафгидов^

Была произведена оценка минимальных глубин пнищ по подошве осадочного чехла*^ (основанию нефтегазопроизводящих свит) различных НдБ. При глубинах осевой части бассейна^ меньших определенных критических величин, Нд- месторождений не образуется, и ОПБ остается водоносным (гидрогеологическим), не нафтидоносным бассейном. Достижение критических глубин осевой частью бассейна фиксируется появлением единичных месторождений с незначительными суммарными запасами Нд. Тем самый внутренняя часть ОПБ (ГиБ) превращается в. НдБ.

В целом минимальные^гл^бины днищ НдБ оказываются большими, чем глубины, на которю??генерация и эмиграция УВ: из нефтегазпроиз-водящих пород. Это связано с тем, что значительная часть УВ, эмигрировавших на начальном этапе их генерации, расходуется на рассеи-. вание и насыщение пластовых вод,-и лишь после этого избыточная .часть УВ дает начацр месторождениям Нд промышленного значения.

Таким образом,, под днищем НдБ понимается лишь та часть очага генерации УВ (Е.С. Ларская, Б.А. Соколов), в которой масштабы их эмиграции из единственной или нескольких углеводородопроизводящих толщ превышают потенциальную рассеянную углеводородоемкость подземных вод и УВ- сорбиционный потенциал пород.

Днище НдБ характеризуется наиболее высокой в бассейне степенью прербразования OB, соответствующей градациям MKg.ß-AK и максимальной плотностью эмиграции УВ, составляющей многие сотни тысяч и миллионы тонн/км^ (по данным U.K. Калинко, А.Э. Конторовича.Е.С. Ларской, О.П. Четвериковой и др.). Неотъемлемым признаком.днища является предельная или близкая к предельной газонасыщенность подземных вод (измеряемая многими сотнями до тысяч cvP/n) и УВ -состав водорастворённых газов (по данным Л.М.-Зорькина, Е.В. Стадни-ка, И.И. Субботы, В.А. Терещенко, Я.А, Ходжакулиева и др.). В над-днище и на бортах OB находится на более низкой стадии преобразования и менее), а состав и газонасыщенность подземных вод зависят от связи этих элементов с днищем НдБ.

В зависимости от ряда факторов минимальные величины глубин днищ разных НдБ колеблются от 2,5 км (Парижский НТВ) через 3-3,5

____- ■ • допхктиый

х) Промежуточный (переходный/)комплекс, кагорриу-свойственны специфические черты онтогенеза и, как правило, меньшие масштабы генерации и аккумуляции Нд (Л.Г. Кирюхин, H.A. Крылов, А.И. Лета-вцн и др), в состав осадочного чехха не .включается.

. -15км (Индонезийские, Северо-Каспийский, Западно-Сибирский НдЦ1 3,5-4 км (НдБ Туранской плиты) до 4-5 км (Внутренний Восточно-Австралийский, Сахаро-Ливийская группа НГБ).

Опускания в составе ОПБ, глубина которых меньше минимальных величин, не входят в днища НдБ. Они относятся или к бортам НдБ в случае, если в них развиты месторождения Нд, сформированные за счет УВ-миграционных потоков из более глубоких частей НдБ, или к внешней аедиой зоне ОПБ, если в них нет месторождений.

Борта НдБ являются элементами, в различной, обычно" существенной, мере обеспечивающими аккумуляцию и уменьшение потерь Нд. Вместе с тем, они служат резервом дальнейшей реализации нефтегазо-материнского потенциала термически незрелой части осадочного чехла бассейна при накатывании на борта разрастающегося от днища погружения и в случае многостадийного формирования бассейна. Положительными факторами при этом являются: значительная ширина, пологость бортов, их структурное расчленение - региональное (гребни-флюидоводы) и локальное- (ловушки), относительная древность ловушек, позволяющая улавливать УВ ранних стадий генерации, повышение приведенных давлений пластовых вод, наличие зон гидродинамического экранирования на верхних кромках бортов; четкое членение осадочного чехла на природные резервуары и покрышки умеренной надежности, способствующее, с одной стороны, вертикальноцу перераспределению УВ, а с другой - обеспечивающее образование скоплений Нд широкого стратиграфического диапазона. Совокупность перечисленных факторов отражает аккумуляционный потенциал бортов, соответствующий максимальной величине ресурсов Нд, могущих сформироваться в их пределах. Консервационный:(для УВ) эффект свойствен не только бортам, но и надднищам. Поэтому ресурсы НдБ, связанных с надрифтовыми дипрес-сиями и надрифтовыми депрессионными комплексами, обычно значительно больше, чем ресурсы. НГБ, связанных просто с рифтами и собственно рифтогенными комплексы!*.

Большое влияние аккумуляционного потенциала бортов, в частности их ширины, на величину ресурсов УВ в НдБ может быть проиллюстрировано на примере Пермского, Западного Внутреннего и Предуошит-ского НГБ. Ресурсы УВ в первых двух НГБ.огромные, состоящие наполовину из нефти, а третьего - очень небольшие и представленные почти полностью газом. Все три бассейна имеют близкие характеристики днищ, что обусловливает и сходство масштабов эмиграции УВ.Различие между -ними заключается в ширине и аккумуляционном потенциале бортов, что повлияло на соотношение нефти, газа и ресурсы Нд в НГБ. В Пермском и Зап. Внутреннем НГБ вытесненная из днищ нефть скопилась

на обширных северных бортах НТВ, а нижний газ сохранился благодаря большому аккумуляционному потенциалу днища первого и центроклинали-второго НГБ. В Прелуошитском НГБ основной северный борт более уз-ки!)^-крутой и слабо расчленённый, В сочетании с плохой сохранностью УВ в днище это предопределило низкий аккумуляционный потенциал и малые общие ресурсы Нд в НГБ. Нефть - практически полностью, нижний газ - в значительной мере - были вытеснены к северу от Пре-дуошитского НГБ и уничтожены на высоко поднятом своде Озарк. Для НГБ характерны огромные потери и резко отрицательный баланс эмигрировавших и аккумулированных УВ.

. Масштаб аккумуляции Нд в бассейне связан со многими факторами, из которых решающее значение, помимо распространения флгаидоу-поров, принадлежит величине и степени структурного расчленения днищ и бортов. Для одного из вариантов классификационной схемы в качестве факторов, в наиболее общем виде синтезирующих генерационный и аккумуляционный потенциал НдБ, автором (1981 г.) были приняты глубина днищ и максимальная ширина бортов. Выделяются следующие разновидности бассейнов: по глубине осей днищ (км) - мелкие «4), среднепогруженные (4-<7), глубокие (7-<[0), сверхглубокие (¿?10) НдБ; по ширине бортов (км) - узкоборговые (0-<50), среднебортовые (50-<1(^Ю), широкобортовые (>100) ГиБ. С углублением бассейна, в разрезе которого имеются нефтегазопроизводящие толщи, растет масса эмигрировавших УВ и изменяется распределение ресурсов Нд в его пределах. Общей тенденцией при этом является увеличение роли фазовых зон, связанных с более жесткими термобарическими условиями, распространение скоплений Нд от центра НдБ к периферии, снизу вверх по разрезу, увеличение размеров наибольших месторождений и возрастание до определенного предела ресурсов Нд, а затем - потерь Нд за счет вытеснения УВ на поверхность, за края бассейна и разрушения битумной зоны.

Основной движущей силой, способствующей вытеснению Нд- фазовых зон, выступает нижний газ (газ нижней генерационной зоны). Степень вытеснения Нд- фазовых зон из НдБ определяется соотношением масс эмигрировавших УВ и аккумулированных Нд. Если масса эмигрировавших УВ полностью зависит от емкости, погруженности днищ, объема нефтегазопроизводящих пород и состава РОВ в них, то ресурсы Нд являются функцией аккумулирующих возможностей как днища, так и бортов НдБ. Нд- бассейнам присуща общая зональность распределения ресурсов, месторождений и фазового состояния скоплений, охватывающая их борта и днища. Вместе с тем, на участках бассейнов, не связанных единым региональным наклоном слоев с днищем, место-

рождения Нд исчезают (северный склон Цвнтра'льнокаракумского свода) . Таким образом, отмечается тесная связь'Нд- скоплений бортов с днищем НдБ.

В мелких-по глубине бассейнах месторождения обычно занимают только их центральную придншцевую часть (Парижский, СангХорхе НдБ). В них развита лишь верхняя газовая и нефтегазовая зоны. Нижняя газовая зона появляется в среднепогруженных бассейнах, но получает Основное развитие в глубоких и сверхглубоких НдБ, для которых типична резкая фазовая дифференциация скоплений в пределах Днищ и бортов. В днищах- и надднищах зачастую преобладают в той или иной мере перемещённые вверх по разрёзу скопления нижней газовой зоны, на бортах располагается вытесненная последней нефтегазовая зона, на краях бортов некоторых НдБ - реликты верхней газовой зоны или битумная зона. Большая часть преимущественно нефтеносных бассейнов связана с группой глубоких НдБ, тогда как значительное число бассейнов сверхглубокой группы является нефтегазоносным, что объясняется разной степенью развития нижней газовой зоны и её вытесняющего влияния на нефтегазовую зону. В узкобортовых глубоких и сверх.--.:., глубоких платформенных и пограничных- НдБ нижний газ зачастую почти полностью вытесняет нефть за пределы бассейна, в результате чего образуется преимущественно газоносные бассейны. Типизация склонов,_их структщные рисунки и £азмещение_центров аккумуляции ,_очагов поте£ь_нафти£ов. .

Условия миграции, аккумуляции, консервации, потерь Нд и особенности размещения Нд- скоплений в значительной мере определяются региональной структурой НдБ, в частности количеством и степенью полноты развития склонов и характером их расчленения, положением основных склонов по отношению к днищу.

По_количеств^; и соотношению площадей склонов первого порядка различаются НдБ односклоновые (Западно-Канадский, Гвинейского залива); двусклоновые и многосклоновые. Среди двусклоновых бассейнов . различаются две разновидности: неравнодвусклоновые - с одним полноразвитым основным и вторым редуцированным склонами (Персидского ; залива, Средяекаспийский). и равнодвусклоновые (Устюртский) .Многосклоновые бассейны могут быть одноднищевыми (Лено-Вилюйский, Цент- ' ральноалжирский) и многоднищевыми (Афгано-Таджикский, Чу-Сарысуй-ский). Изменение в плане фазового состояния скоплений, распределения ресурсов и месторождений Нд тесно связаны с количеством и полнотой развития склонов. В односклоновых НдБ эти изменения являются однонаправленными, в двусклоновых - двусторонне ориентированные ;ми - асимметричными в неравнодвусклоновых и симметричными в равно-

двусклоновых, в многосклоновых - разнонаправленными.

По степени и ориентировке структурного расчленения склонов относительно удлинения днища выделяется следующий ряд:

1. Плоские (нерасчлененные) склоны (северо-восточный в Западно-Канадском БНГБ). В них широко развиты процессы рассеивания УВ, поскольку концентрированная миграция и особенно аккумуляция УВ затруднены. Возрастает роль скоплений литологически-, стратиграфически- и гидродинамически-экранированного типов. В поднятых краевых частях плоских склонов могут возникать крупные асфальтовые скопления, образующиеся за счет выведения жидких УВ в зону гипер-генеза.

2. Склоны с продольным расчленением наиболее характерны среди вытянутых бассейнов, связанных с внутренней или внешней частями орогенов (Ферганский, Предкарпатский), реже встречаются и в платформенных НдБ, особенно на краях платформ (Пермский). В таких НдБ часто возникает благоприятная обстановка для аккумуляции На за счет большой суммарной емкости антиклинальных ловушек и региональных поднятий i образующих зоны нафтидонакопления. Обычна полосовая, параллельная оси НдБ, зональность размещения скоплений Нд, различающихся по их фазовоцу состоянию и размерности. Условия для дальней региональной миграции больших масс УВ к краям бортов НдБ поперек гребней в целом относительно затруднены.

3. Склоны с "преобладающим секущим - поперечным и косым - расчленением встречаются среди неравнодвусклоновых бассейнов. Так, в Западном Внутреннем НТВ господствует субмеридиональная, поперечная днищу бассейна, ориентировка структурного расчленения главного северного склона. Он осложнен системой гребней, поднимающихся от днища к краевым частям борта НГБ, служащих основными каналами дальней концентрированной миграции УВ и контролирующими конфигурацию фазовых зон Нд.

4. Склоны с продольным и секущим, в том числе торцовым (в нижней части продольным, в верхней - поперечным), расчленением являются наиболее распространенными. Примерами служат главные склоны Каракумского, Среднекаспийского, Сиртского, Западно-Сибирского, Дие-провско-Донецкого и других бассейнов. В.них зачастую создаются оптимальные соотношения между региональной миграцией и аккумуляцией УВ.

Обычно в бассейнах сочетаются склоны различного расчленения. Наиболее распространэнньши являются бассейны, на одном склоне которых преобладает продольное расчленение, а другой, обычно главный, склон отличается секущим расчленрнм^м или плоской структурой.

По_положению_относительно днмца различаются торцовые, фроя-талчные и всесторонне периферические склоны. Торцовые склоны охватывают средину (днище, нашшище) и центроклинальную часть борта, фронтальные склоны - крыльевые части средины (днища, надднища) и прилегающего борта НдБ, всесторонне периферические склоны - всю днищевую и бортовую части округлого бассейна, не поддающегося расчленению на частные склоны.

. Торцовые склоны обычно расчленяются вдоль их удлинения одноименными гребнями, в том числе стержневыми гребнями, поднимающимися из днища на центроклиналь и служащими путями перемещения больших масс УЗ и одновременно зонами аккумуляции Нд (СарирскиЙ, й$ре-мовско-Глинский гребни). Поскольку перемещение УВ в сторону крыльевых частей бортов, поперек торцовых гребней, в целом затруднено. основные центры аккумуляции концентрируются в надднище, реже в днище и (или) на центроклинали.

Фронтальные склоны характеризуются большим разнообразием структурного рисунка. В отличие от предыдущих склонов, в них облегчено перемещение УВ из днища на крыльевую часть борта. Встречаются следующие главные их разновидности: плоская, с продольным, поперечным и комбинированным расчленением, с нескладчатыми или складчатыми структурами. Положение главных центров аккумуляции Нд подчиняется размещению стержневых и иных гребней, связанных с дншами, и обладающих большим аккумуляционным потенциалом, а также газодинамически экранированных участков открытых склонов.

Всесторонне периферические склоны по сравнен*» с остальными типами склонов зачастую отличаются худшими показателями онтогенеза нафтидов, поскольку в них обычно мал объем генерированных УВ из-за слабой погруженности днищ, а склоны, по которым рассеяны незначительные скопления УВ, имеют плоское строение (НГБ Мичиган, Уиллис-тон, Иллинойс).

Таким образом, положение главных центров аккумуляции нафтидов в значительной мере определяется общим сТ^укт^рньа» рисунком НдБ, массой генерированных, мигрирующих УВ и степенью герметизации разных частей бассейна. Основные скопления Нд располагаются вдоль гребней, осложняющих з продольном, секущем (поперечном и косой) направлениях различные участки днища и надднища, центроклиналей и крыльев бортов, а также на плоских экранированных склонах НдБ. Зачастую они располагаются у первого изнутри днища экрана по вертикали (под надежной покрышкой) .и по латерали (в еыких антиклинальных и неантиклинальных ловушках).

Различаются бассейны торцового положения, продольного и торцового расчленения основных склонов (Западно-Сибирский, Днепровс-ко-Донецкий) с размещением основных центров аккумуляции нафтидов а надднище (нижний газ) и на центроклинали (нефть,, верхний газ); бассейны фронтального положения н плоской структуры основных склонов (Западно-Канадский, Оринокскнй)' с размещением главных центров аккуцуляции нафтидов в форме битумов на верхней кромке крыльев бортов; бассейны фронтального положения и продольного расчленения основного склона (Центральноалжирский) с размещением главных центров аккуцуляции нижнего газа/5еняшшюце, нефти в опущенной крыльевой части борта и верхнего газа в поднятой крыльевой части борта; бассейны фронтального положения и секущего расчленения основного борта и продольного расчленения днища и надднюца (Персидского залива, Западный Внутренний) с размещением главных центров аккуцуляции в днище, на центроклинали (нижний газ), в надднище, на гребнях, секущих крыло (нефггь).

На основе анализа размещения 382 крупнейших - суперуникальных месторождений шра с запасами свыше 100 млн.т Нд выделяются .следующие основные структурные обстановки, наиболее благоприятные для крупномасштабного нафтидонакопления.в разных частях НдБ - в порядке убывания значимости:

1. Плоские гидродинамически запечатанные крылья НдБ, в особенности их верхние кромки, расположенные у краев древних щитов, развиты экранированные скопления, среди которых резко преобладают битумные (Атабаска, Ориноко), встречаются менее значительные месторождения, принадлежащие верхней газовой (Мартин-Хиллс), нефтегазовой (Офисина, Пембина) и нижней газовой (Даулетабад-Дрнмез) зонам.

Разведанные запасы нафтидов данной группы составляют 59$ ресурсов крупнейших месторождений мира, главным образом, за счет того, что в ней сосредоточены почти все (99%) ресурсы природной битума.

2. Крылья НдБ с сек'ущим(поперечным, косым) структурным расчленением, сопряженные обычно с умеренно глубоким или далеко отстоящим от зон аккуцуляции днищем. Преобладают скопления чисто нефтяной подзоны (Ромашкино, Арлан, Узень, Большой Бурган, Уса, Гхмар), с подчиненной ролью нижней (Альрар) и верхней (Лаявож) нефтегазовой яодаон и нижней газовой зоны (Газли). Соответствует, как правело, дегазированным частям склонов НдБ с ослабленным вытесняющим влиянием.^ижней газовой зоны. Исключение составляют Центральноал-жирский (Альрар) и Каракумский (Газли) НТВ, где значительная' часть нефти была выжата за пределы бассейна. Разведанные запасы нафтидов группы составляют 12%, при этом в ней сосредоточена почти половина

(41%) запасов нефти и лишь Й - запасов газа.

3. Запечатанные нанежными покрышками напднища глубоких одноэтажных и нижнего этажа двухэтажных НдБ, с преимущественно продольным и торцовым расчленением и развитием скоплений нижней газовой зоны, полностью или частично перемещённой вверх по вертикали (Уренгой, Ямбург, Русановское, Грощшген, Парс, Астрахань, Оренбург, Шебелинка, Вуктыл, Штокман) - 11% запасов нафтидов, 69^ газовых запасов.

4. Надднища умеренно погруженных и верхнего нефтегазоносного этажа глубоких НдБ с преимущественно продольным и торцовым расчленением и преобладающим развиием скоплений чисто нефтяной или нижней нефтегазовой подзон, не вытесненных из бассейна за счёт слабого раз в и*ия нижнего газа или дегазации разреза в результате нарушения герметичности покрышек (Гачсаран, Румейла, Боливар, Шовел-Тм, Минас и др.) -5% запасов нафтидов, 18% нефтяных и 355 газовых запасов.

5. Крылья разнопогруженных НдБ с продольным расчленением, преобладанием чисто нефтяных скоплений (Уилмингтон, Хасси-Мессауд, Уоссон, Пануко) и подчиненной ролью скоплений нижней газовой (Мокро), нефтегазовой (Прадхо-Бей) и верхней газовой (Хасси-Р*Мель) зон. Запасы нафтйдов 5%, в том числе 17% нефтяных и 5% газовых запасов.'

6. Центроклинали НдБ с торцовым расчленением, сопряженные с глубокими днищами. Преобладают скопления чисто нефтяной подзоны, часть из которых образуется на пересечении торцовых гребней с продольными (Самотлор) и при гидродинамическом подпоре (Сарир). Вблизи днища в некоторых бассейнах появляются скопления 'нижней газовой. зоны (Хатейба), на максимальном удалении от днища - скоплежжя верхней газовой зоны (Гиджелпа). Запасы нафтидов группы 5^, в том числе нефти - и газа - 35?.

7. Плоские гидродинамически запечатанные центроклинали НдБ. Развиты экранированные скопления, принадлежащие битумной зоне у верхней кромки (Рассохи, Мелекесс) и нижней газовой зоне - в опущенной части центроклинали (Хыоготон-Пэнхэндл). Запасы нафтидов незначительны: 1%, в том числе битума и нефти - пог15б, газа - 3%.

,8. Днища глубоких НдБ с продольным и торцовым расчленением. Фазовая зональность разнообразна й представлена скоплениями нижней газовой (Гомес, Карачаганак) и нефтегазовой (Булла-море, Бер-мудес) зон, в том числе нефтяной подзоны в верхнем этаже двухэтажных бассейнов (Джозефайн, Экофиск). Запасы нафтидов - 1%, в том числе нефти - 2^ и газа 3%.

Основная масса битумных' скоплений связана с первой группой,

нефтяны*- Со второй и в меньшей мере - с четвёртой, шестой и пятой группами, две трети газовых скоплений - с третьей группой.

Очаги потерь в бассейнах связаны с участками недостаточно надежной герметизации недр, где возможно проникновение УВ-миграцко-нного домка на поверхность по вертикали - через ненадёжные покрышки, разрывы, соляные дяагарн, грязевые вулканы, по латерали -на моноклинальных краях бортов НдБ, в зонах гипергенеза и активного гидродинамического режима подземных вод.

Проанализированы тектонические особенности распределения основных центров аккуцуляции нафтидов в бассейнах мира.

В распределении нафтидов основных центров аккумуляции прослеживается два максимума: связанные с крыльями (70%) и надднмцами (22$) НдБ. Доли нафтидов в центроклиналях (5%) и днищах 2%) НдБ очень малы. Таким образом подавляющая часть нафтидов, участвующих в образовании основных центров аккумуляции (92%), перемещается из областей массовой генерации УВ (днища) по латерали - на крылья и по вертикали - в надднища бассейнов, а в днище остаётся лишь незначительная доля преимущественно газообразных УВ.

В распределении запасов основных центров аккумуляции газа резко доминируют надднища (66%) при незначительной доле запасов газа крыльев (17%) и малой - центроклиналей (9%) и днища (8%). По всей вероятности, ведущим процессом при формировании основных центров аккумуляции газообразных УВ в НдБ является вертикальный прорыв газа из днища под надежные покрышки в надднида при меньшей роли оттеснения газа как на крылья, так на центроклинали и образования скоплений "'чин!*" в днище. Это далеко не всегда означает, что на борта бассейна перемещается лишь незначительное количество генерированного в днищах газа. В снижении доли аккумулированного газа на бортах НдБ важную роль.играет ухудшение условной сохранности и увеличение потерь газа в поднятых и недостаточно надёжно запечатанных покрышками бортовых частях бассейнов.

Основные центры аккуцуляции нефти связаны с крыльями (49%) и надднищами [35% НдБ при подчиненной роли скоплений на центроклиналях (14/6) и очень малой - в днищах 1.2%) бассейнов. По сравнению с газом происходит смещение основной части центров аккумуляции из надднищ на различные части крыльев НдБ. В этом сказывается ограничение вертикального прорыва нефти за счет ее меньшей подвижности, приводящей к увеличению роли скоплений, сформировавшихся путем оттеснения нефти из днищ не по вертикали, в наднища, как для газа, а по латерали, на крылья НдБ.

, Основные центры аккумуляции битума почти повсеместно связаны

с поднятыми краевыми частями крыльев, где в условиях гипергенеза оттесненная к краям НдБ жидкая нефть теряет свою подвижность и дает начало гигантским скоплениям природного битума. Доля скоплений битума в средних частях крыльев (.2%) и особенно на центрокли-налях (0,3%) ничтожно мала.

В распределении основных центров аккуцуляцйи нафтидов в бассейнах мира по фазовому состоянию преобладает битум (55%) при примерно равной доли нефти (2556) и газа (20%). Малая доля газа в составе нафтидов противоречит исходному - генерационному - распределению жидких и газообразных УВ. Очевидно, что большая часть генерированного газа теряется, не образуя скоплений. Потери негазообразных нафтидов не столь велики, поскольку на поднятых краях НдБ в условиях плохой консервации значительная часть нефти окисляется, теряет свою подвижность и превращается в битум.

В днищах НдБ среди основных центров аккумуляции нафтидов резко преобладает газ (725?) при подчиненной доли нефти (20$) и конденсата (85?). В сочетании с преобладанием запасов газа (615?) над запасами нефти (3955) основных центров аккумуляции в ншцшищах это отражает генерационные особенности (важная роль нижнего газа в днищах) и отмеченную специфику вертикального перетока газа и нефти в надднища. В основных центрах аккумуляции на центроклиналях" НдБ доминирует нефть (64%) при меньшей доле запасов газа (3355) и очень малой - битума (3%). В отличие от этого, а основных центрах аккумуляции на крыльях НдБ абсолютно преобладает битум (785?) .при подчиненной доле запасов нефти (17%) и очень малой - газа (5%). На крыльях чаще, чем на центроклиналях, создаются условия для дальней миграции жидких УВ до зон гипергенеза на краях НдБ, где образуются скопления битума.

Примечательно распределение основных центров аккумуляции нафтидов по расстоянию от места массовой генерации УВ - днища бассейна. Все скопления битума связаны с плоскими бортами бассейнов. Распределение битума по расстоянию носит почти случайный характер -что зависит от расположения края бассейна с инфильтрацвонной зоной, обеспечивающей гидродинамическое экранирование скоплений и моаат быть малым (менее 50 км) - Ориноко, Оленек; средним (200-250 км) -Мелекесс, Пис-Раэер, большим (300-450 км) - Коурд-Дейк, Трайэнгл и очень большим (500-600 кы) - Атабаска. 10% запасов нефти и 17% запасов битума отатоят на расстояние более 400 км от днища (свыше 400-500,км для нефти и более 500-600 км для битума).

Для нефти отмечается максимум скоплений в-надднищах (35%) и вблизи днища, на расстоянии 0-50 км (23%), затем происходит сни-

жение доли скоплений, а дальше 500 км от днищ крупных центров аккумуляции нефти нет. Таким образом, несмотря на то, что большая часть нефти (63% запасов) находится на бортах НдБ, основная масса нефти мигрирует на малое расстояние от днищ, перераспределяясь по вертикали в надднища или в ближайшие к днищу ловушки.

Газ характеризуется повышенной долей скоплений в днищах (8% запасов), и особенно в надднищах (66%); на борта переходит лишь небольшая часть газовых скоплений (26%), а их доля в запасах последовательно снижается от краев днищ до 500 км, что отражает ухудшение условий сохранности газовых скоплений снизу вверх по восстанию бортов бассейнов.

Таким образом, с удалением от пнищ (нашшищ).от средины к окраинам НдБ наблюдается последовательное возрастание, роли скоплений в ряду гжз-нефть-битум: на расстоянии более 0 км (доля фазовых скоплений) — газ-26%, нефть-63%, битум-100%; на расстоянии бопее 300 км — газ—3,5%, нефть—16%, . битум-49%. ,

В распределении запасов нафтидов по типу расчленения ведущая роль принадлежит плоским склонам (53%), что связано с приуроченностью к ним битумных скоплений и равномерной долей скоплений в остальных типах расчленения: секущего (19%), продольного (17%) и торцового (11%).

Следует отметить, что подавляющая часть скоплений (84% запасов), приуроченных к склонам с продольным расчленением, связана с наддни-щами и днищами. Последнее хорошо объяснимо с позиции тектоники ли-тосферных плит, поскольку эти наиболее глубокие части бассейнов обычно находятся над линейными рифтами или сопряжены с вытянутыми оро-генами столкновения плит, для которых продольная дислоцированность представляется вполне естественной.

Глава 4. Структурные условия размещения скоплений нефти, газа и битумов в прежставительных нафтидных бассейнах мира.

Сахадо-Ливийская_г£уппа бассейнов.

Рассматриваемая группа состоит минимум из четырех НГБ, каждый из которых имеет самостоятельные источники питания, ареалы миграции, аккумуляции и потерь Нд. Нефтегазоносность бассейнов Регган и Тимимун - с одной стороны, Центральный Алжир и Сирт - с другой -резко различны. В двух западных НГБ развиты единичные мелкие газовые месторождения, в центральном и восточном НГБ - многочисленные крупные месторождения нефти и газа. Основная причина-различий -время становления фазовой зональности УВ, второстепенная - ширина и режим внешних водных зон 0ПБ и ГиБ.

В западных бассейнах фазовая зональность была сформирована

-25в основном в конце палеозоя, когда завершился этап активного прогибания ОЛБ. Раннее становление фазовой зональности в сочетании с высокой степенью преобразования РОВ предопределило потерю большей части генерированных УВ и сохранение малой доли скоплений, принадлежащих нижней газовой зоне. Количество и расположение месторождений контролируетсй^положенита и структурным, рисунком НТВ.

В плоском НТВ Регган, где потери Нд особенно велики, известно лишь одно газовое месторождение в ловушке, непосредственно соседствующей с днищем бассейна.

НТВ Тишшун свойствен центроклинальный тип газонакопления. Это связано с оптимальным структурным расчленением центроклинали Ахнет системой торцовых гребней, связывающихУс днищем НТВ, и с плохими условиями предохранения от вертикальных потерь УВ в последнем. - .

В восточных НТВ становление УВ- фазовой зональности совпадает с периодом активного прогибания в середине мезозоя и в кайнозое, что снижало величины потерь Нд. Оба бассейна отличаются обширными, преимущественно оптимально дифференцированными склонами и повышением приведенных пластовых давлений подземных вод на пологих южных склонах, ограничивающими латеральные потери Нд. УВ- фазовая зональность и размещение центров аккумуляции контролируются положением и структурным -рисунком склонов.

Условия аккумуляции УВ на разных склонах Центральноалжирского НТВ были различными - благоприятными на дифференцированных западном, Хассимессауд-Рмельеком, и юго-западном, Иллизийском, склонах и малоблагоприятными на плоских юго-восточном и северо-восточном склонах. В результате большая часть ресурсов УВ сосредоточена на первых двух склонах, а в остальной части НТВ имеются только мелкие месторождения. На западном и юго-западном склонах месторождения образуют два шлейфа, опирающиеся на Радамесское днище и протягивающиеся на расстояние 300-400 км от него. На западном склоне, отличающемся продольным структурным расчленением, представлены все фазовые зоны: нижняя газовая в пределах Радамесского днища и наддни-ща (Рурд-Шуф), нефтегазовая - в нижней части борта (Хасси-Мессауд) и верхняя газовая - на верхней кромке борта (Хасси-Р'Мель).

По данным A.A. Аксенова, A.A. Размышляева и др. значительная часть западного склона к началу апта представляла собой огромную структурно-литологическую ловушку в гидродинамически связанном три.г асово-чембрийском резервуаре, в которой верхняя часть была газона-омщенной, средняя - нефтенасыщенной, а нижняя - водонасыщенной. Юго-западный склон характеризуется поперечным к краю анища расчле-

нением, что облегчало латеральную миграцию УВ вдоль гребней к краю НГБ и за его пределы. На склоне преобладают скопления нижней нефтегазовой подзоны (Тин-Фуйе, Альрар и др.). Большая часть нефти потеряна в зоне гипергенеза на краю массива Хоггар.

В Сиртском НГБ основным нефтегазопроиэводящим и нефтегазоносным комплексом послужили меловые и частично палеогеновые отложения, а палеозойским отложениям принадлежит подчиненная роль. Для бассейна характерно избирательное плановое размещение нефтегазоносных и пустых полей. Все месторождения в наземной части НГБ приурочены к Сиртской центроклинали и отсутствуют на Триполитанском и Киренаик-скои фронтальных частях склонов ОПБ. Объясняется это различием в характере структурного расчленения ОПБ. Сиртская центроклиналь осложнена системой протяженных склоноразделов, непосредственно опускающихся в днище НГБ, соответствующее субокеанской впадине Сидра. Генерируемые в днище УВ поднимались к центроклинали вдоль гребней-флюндоводов и накапливались в ловушках, осложняющих средние и верхние части склонов. Такую позицию, в частности, занимает и гигантское нефтяное месторождение Сарир, в формировании которого определённую роль сыграл гидродинамический фактор - внедрение с юга ин-фильтрационных вод (В.К. Макаров, Л.И. Морозов).

Блтие^С£едневосточный_ГиБл По всей видимости, единый гигантский Ближне-Средневосточный гидрогеологический бассейн, помимо основного НГБ Персидского зал и-» ва, включает еще 3 мелких самостоятельных НГБ: Диярбакир, Газиан-теп и Предпал'эмира со своими особенностями онтогенеза УВ.

НГБ Персидского залива с уникальными в мире ресурсами нефти принадлежит к числу фронтальных нера&одвусклоновых с узким складчатым и широким-платформенным склонами, с очень емким днищем.

Характерны преобладание нефтяных залежей и четкая возрастная зональность скоплений. Наиболее молодые -олигоцен-миоценовые - отложения нефтегазоносны только в центральной части^нюца - на сочленении последнего с бортом и в нижней части борта, юрские - в верхней части борта, палеозойские отложения - только на востоке днища бассейна, в зоне развития триасовой соленосной. покрышки. Эта зональность объясняется уменьшением величины вертикального перераспределения УВ (за счет снижения газосодержания) и ухудшением условий консервации УВ все более глубоких частей чехла с удалением от днища на борт.

Причины уникально высокой концентрации ресурсов нефти в НГБ Персидского залива с чедующие:

- Наличие чрезвычайно емкого (2,4 млн.км") днища, что при уме-

ренной (б км) его погруженности в мезозойских отложениях приводило к генерации большой массы жидких УБ и слабому развитию нижней газовой зоны, а следовательно, и ограниченному вытеснению нефти за пределы бассейна. НижнийУразвитый в палеозойских отложениях, был надежно изолирован от мезозойской части чехла триасовой соленосной покрышкой (H.H. Соловьев).

- Исключительно благоприятн»я региональная структура бассейна и расчленение его чехла на резервуары, покрышки и нефтегазопроиз-водящие породы, способствующие малым потерям УВ. Значительная часть УВ накапливалась непосредственно над днищем в протяженных продольных гребнях, обладающих большим аккумуляционным потенциалом, благодаря их складчатому строению, большой емкости ловушек и надежной миоценовой соленосной покрышке. Другая, еще более существенная доля УВ, генерированных в днище, отводилась в его поднятую часть и на южный платформенный борт системой мощных поперечных и косых гребней, непосредственно связывающих осевую часть днища с наиболее дифференцированной частью платформенного борта - террасой Газа, также обладающей большим аккумуляционным потенциалом. Два структурных залива, обтекающие террасу Газа (Тукайид и Руб-Эль-Хали), направляли основной поток УВ с разных сторон непосредственно в её пределы. Потери УВ на склоне Газа были минимальными.

В отличие от этого, на плоском Багдадском склоне большая часть УВ уходила за пределы НГБ и терялась. Поэтому эта часть платформенного борта ОПБ, несмотря на его большую ширину, оказалась водоносной (Аккумуляционной). На склоне Багдад перспективными могут оказаться моноклинальные зоны выклинивания и (или) срезания коллекторов в разрезе юры и мела. В поднятых частях склонов Газа и Багдад у края НдБ, прилегающего к области питания инфильтрационных вод, на крыле Нубийско-Аравийского щита возможно развитие асфальтовых скоплений в гидродинамически экранированных ловушках.

Западно-Канадский БНГБ_

Крупнейший фронтальный односклоновый бассейн мира с узким и мелким (3 км) днищем (в видимой, не перекрытой аллохтоном складчатого сооружения Скалистых гор, части) и громадным, шириной до 1400 км, плоским склоном ГиБ. Значительная часть последнего относится к зоне развития докембрийекого кристаллического фундамента Канадского щита. Между БНГБ и щитом развита шиpoкиevaккyмyляциoннaя и акон-сервационная водные зоны ОПБ. Вдоль края щита следует зона питания инфильтрационных воя, создающих надежное гидродинамическое экранирование верхней части склона НГБ. В надднище им£еЬ складчато-надвигп-яую структуру, развиты скопления нижней гавовой зоны,'переходящие

вверх по склону в скопления нефтегазовой; чисто нефтяной, верхней газовой и битумной зон и подзон. Ни- фазовые зоны образуют два шлейфа, проникаицие на максимальное расстояние от днища БНГБ вдоль слабо выраженных структурных носов Пис-Ривер и форт-Сент-Дкон, разделенные четким пережимом внешнего края БНГБ между ними. Нафтидо-носны девонские-меловые отложения, причем в верхней газовой и битумной зонах интервал нафтидоносности, как правило, ограничивается меловыми отложениями. Надежные соленосные покрышки в разрезе не развиты, что облегчает вертикальное перераспределение УВ," в том числе из палеозойских отложений в мезозойские. Битумная зона представлена уникальными скоплениями асфальта (Атабаска, Пис-Ривер, Уобаска и др.) моноклинального, вероятно гидродинамически экранированного типа, составляющими 97% ресурсов Нд Западно-Канадского БНГБ. Наиболее крупные скопления УВ на борту бассейна (в частности Пембина) также возможно имеют гидродинамически экранированную природу, поскольку на одной площади здесь развиты многопластовые месторождения, что трудно объяснить лишь влиянием литологического фактора. Имеются большие перспективы расширения ресурсов УВ за счет погруженных автохтонной и паравтохтонной частей бассейна.

Наиболее вероятна генерация основной исходной массы жидких УВ, давших начало битумной зоне, в опущенной части днища, скорее всего в палеозойских нефтегазопроизводящих.отложениях, и последующее ступенчатое оттеснение УВ нижним газом по плоскому фронту на расстояние не менее 600 км.

Западно-Сибирский БНГБ.

-----------пногосклоновых

Бассейн принадлежит к числу торцовых многопластовыхУБНГБ платформенного типа с четко дифференцированными склонами, обширным днищем и основным южным бортом с преимущественно продольным и торцовым структурным расчленением. Отличается особенно благоприятным сочетанием всех элементов онтогенеза Нд.

Емкое (2 млн.км ) глубоко погруженное (до 8-14 км) днище обеспечивает высокую степень преобразования РОВ существенно сапропелевого типа и генерацию большой массы УВ, принадлежащих нефтегазоген-ной и нижней-газогенной зонам» Основными нефтегазопроизводящими.образованиями являются юрские отложения, залегающие в основании чехла и поэтоцу в наибольшей степени реализовавшие свой нефтегазомате-ринский потенциал.

Наблюдается отчетливая фазовая и возрастная зональность скоплений УВ. В пределах надднища резко преобладаю* газовые скопления в молодых сеаеманских на севере - также в апт-альбских отложениях, а в глубокозалегающих нижнемедовых и юрских отложениях в днище разви-

ты мелчие газоконденсатные и нефтяные залежи! Южная центроклиналь-ная часть борта бассейна, напротив, преимущественно нефтеносна, причем основные продуктивные горизонты сосредоточены в неокомских и в меньаей мере юрских отложениях. На западном и южном краях южной дентроклииали и в ее внутренней части развиты нефтегазовые и чисто газовые скопления преимущественно а юрских отложенияж. Положение днища в северной половине ЕИГБ, опущенной в подошве чехла глубже четырех км, устанавливается достаточно однозначно по отсутствию ореолов УВ - месторождений в менее погруженных опусканиях: Омсчо-Бочкарском (3,5 км), Хантымансийском (4 км) и Надымском (45 км).

Днище отделено от борта крутым уступом высотой 2-3 км, проводящим у северного края Среднеобского поднятия.

Наиболее вероятной представляется следующая трактовка фазовой зональности УЗ. Хотя развитые в сеноманских отложениях днища газовые скопления и принадлежат верхней газоносной зоне, но генетически они связаны с нижней газогенной зоной (В.Д. Наливкин, Г.П. Сверчков, Л.К. Нуликов, С.Г. Неручев, И.С. Старобинец и др.). Залежи образовались за счет вертикального перетока газа из юрских неф-тегазопроизводящих отложений до первой надежной покрышки турбнеких глин. Мелкие нефтяные скопления в более глубоких горизонтах, скорее всего, являются остаточными, сохранившимися от вытеснения при прорыве газа за счет меньшей способности жидкой фазы к вертикальному перемещению. Большая часть нефти была оттеснена нижним газом- в латеральном направлении, на юг, образовав мощный нефтеносный пояс в. Широтном Приобье, обрамляемый с внутренней стороны нижней нефтегазовой подзоной Вынгапуровского и Лянторского участков, а с внешней стороны - верхней нефтегазовой подзоной Васюганской и Пайдугинской областей,' Межовского района и верхней газовой зоной Березовского района, Карабашского и Гевризского месторождений на юго-западной оконечности БНГБ. Допускается существование зоны преимущественного нефтенакопления и на поднятой северной акваториа'льной окраине бассейна (вал Лит^ё). Следует заметить, что распространение наиболее значительных газовых скоплений в сеноманских отложениях не выходит• за пределы днища, подтверждая тем самым определяющую роль вертикальной миграции в их Армировании. Широкое вертикальное перераспределение нефти в бассейне убедительно демонстрируется размещением типов нефтей- и микрофоссилий в них (А.Н. Гусева, Л.П. Климушина, A.M. Медведева).

В основании бассейна выделяется система триасовых рифтов с• океанической земной корой (C.B. Аплонов, B.C. Сурков). С пассив-

ными окраинами Обского океанического залива B.C. Шеин, Л.А. Левз-нер, В.И. Горбачев, Б.Д. Гончаренко, Д.А. Астафьев связывают мощные очаги генерации и зоны крупномасштабной аккумуляции УВ.

Региональная структура Западно-Сибирского БНГБ создает опти-мальнйе условия миграции, аккумуляции и минимальных потерь генерированных УВ. Бассейн характеризуется тесной связью днища с южной центроклиналью через систему протяженных продольных и торцовых гребней (Уренгой, Таз, Медвежий, Бованенко), Обеспечивающих, с одной стороны, транспортировку УВ на большое расстояние, а с другой -аккумуляцию значительной части нижнего газа непосредственно в над-днище.

Относительно поднятая центральная часть бассейна перегорожена субширотным Среднеобским гребнем, обусловливающим распространение нефтяных месторождений на частных субмеридиональных гребнях (Нижний Варт, Салым, Красноленин, Березово), а также перетоки от одного частного гребня к другому, от центра БНГБ к его западноцу краю через седловины и отдельные диагональные гребни (Шаим).

Опускания, оконтуривагацие с юга Среднеобский гребень (Юганское и др.), ограничивали дальнейшее свободное перемещение УВ на юг. Не случайно поэтому концентрация скоплений нефти и газа в этой части бассейна резко падает, несмотря на наличие хороших торцовых гребней (Верхний Демьян, Каймыс, Межа). Основные скопления верхней нефтегазовой зоны здесь приурочены к гребню Мыльджан-Пудин, связанному рядом перемычек с»Нижневартовским сводом.

Таким образом, с лучшими гребнями-флюидоводами - Среднеобским и Мыльджанско-Пудинским - в мной половине- "ЕНГБ связаны два одноименных шлейфа УВ- скоплений, распространяющихся вплоть до западного и юго-австочного его краев.

Потери УВ в Западно-Сибирском*БНГБ минимальны благодаря трем обстоятельствам. Во-первых, внутри-бассейна практически нет плоских участков склона, способствующих рассеиванию УВ, в внутренняя часть БНГБ большой аккумуляционной емкости отделена от его краев опусканиями - тальвегами (Байдарацким, Надымским, Хантымансийским, Омско-Восточно-Лайдугинским, Касским), предотвращающими латеральный отток УВ за пределы БНГБ. Такой отток возможен-лишь на отдельных участках, где имеется прямая связь днища с краями БНГБ через террасы и структурные носы (Березово, Щучья, Ямбуты, Дудинско-Туруханский участок Приенисвйской моноклинали). На неквмрых из них возможно обнаружение экранированных, в том числе асфальтовых скоплений. Последние широко распространены в рифейско-кембрийских отложениях на плоских краях северо-восточной (Енисейско-Хатангской) центроклинали бассей-

на (Рассохи, В. Анабар и др.);

Во-вторых, в мезозойских отложения* Западно-Сибирского бассейна господствует инфильтрационный режим подземных вод. Приведенные пластовые давления в мезозойских, в частности неокомских, отложениях увеличиваются от центра к периферии БНГБ (Ю.С. Шилов, В.Н. Корценштейн, B.JI. Мияовидов, Е.К. Ухоботина), предохраняя его от латеральных потерь УВ.

В-третьих, вертикальные потери УВ также относительно невелики, поскольку проникновение нижнего газа на поверхность в надднище было ограничено надежной туронской покрышкой, а на юге бассейна подошва чехла продолжает оставаться относительно погруженной (3-4 км). Поэтоцу нефтегазовые скопления оказываются в условиях достаточно надежной консервации.

¿неп£овско-Донецкий НГБ.

Днепровеко-Донецкий НГБ вместе с Припятским НГБ входят в состав Днелровско-Припятского ГиБ, заключенного между Украинским и Воронежским кристаллическими массивами, Белорусско-Мазурской аптек-лизой и Донбасским кряжем. Широкие водные зоны ОПБ и ГиБ представляют собой высоко поднятые склоны этих элементов и имеют аконсерваци-оннуга природу из-за малой (менее 1-1,5 км) мощности чехла.

Днепровеко-Донецкий НГБ принадлежит к группе торцовых односкло-новых. Бассейн сильно вытянут и наклонен в юго-восточном направлении. Наклон шарнира бассейна, имеющего рифтогенную природу, непосредственно связан с положением мантийного диапира, воздыманием поверхности астеносферы с северо-запада на юго-восток (Б.К. Гавриш, Р.Г. Гарецкий, В.В. Сологуб и др.). Площадное распределение зон катагенеза прямо согласуется с поведением астеносферного слоя (Р.И. Кутас, Б.И. Маевский, П.Ф. Шпак и др.). Очаги генерации газа соответствуют повышенному, нефти - пониженному положению поверхности астеносферы (Г.Н. Доленко, В.В. Колодий, Г.Е. Бойко), что может быть связано не с неорганическим г'енезисом УВ, а с разной степенью прогрева РОВ осадочной оболочки при генерации высокотемпературного газа и нефти. Большая часть НГБ занята его срединой: днищем и надднищем, а редуцированные окраины, образованные крутыми ступенчатыми крыльями и северо-западной центроклиналью, развиты лишь в узкой краевой полосе, прилегающей к водной зоне ГиБ. В приосевой части НГЗ прослеживаются протяженные гребни инверсионного торцового типа, расчленяющие бассейн на частные склоны. Главный стержневой Ефремовско-Глинский гребень рассекает весь бассейн и связывает наиболее погруженную (до 16 км в подошве чехла) юго-восточную .-лубокоднищевую часть бассейна с более поднятой (6-7 до 10 км)

орицентроклинальной частью НГБ и расположенной за пределами НГБ наиболее поднятой (2-5 км) северо-западной центроклиналью.

Распространение скоплений УВ в отмеченных двух sraewnc-НГБ принципиально различно. Юго-восточный глубокоднищевой части присуще абсолютное преобладание газоконденсдтных скоплений, приуроченных к верхнекаменноугольдем-нижнепермским отложениям в осевой зоне надднюца (Шебелинкж-Западные Крестищи и др.) и к нижне-сред-некаменноуголчным отложениям на бортах (Северо-Донбасская, Зачепи-ловская группы). Нефтяные скопления единичны, развиты главным образом в Зачепиловской группе.

Для северо-западной прицентроклинальной части НГБ свойственна невыдержанность распространения УВ- скоплений. Здесь в целом увеличиваются диапазон нефтегазоносности и доля нефти в составе УВ на месторождениях. Наблюдается также четкая тенденция смены снизу вверх по разрезу газоконденсатных скоплений (в основном в нижнем карбоне) нефтегазовыми, преимущественно нефтяными (в основном в верхнем карбоне-кижней перш) и вновь нефтегазовыми и газовыми (в основном в перми-триасе-юре). В нижнекаменноугольных отложениях залежи распространены почти новсеместно, а в вышележа- . щих - спорадически. Среднекаменноугольные отложения на большинстве структур водоносны. Верхнекаменноугольные и нижнепермокке отложения содержат залежи ишь на нескольких наиболее значительных месторождениях, а верхнепермские-юрские - также в полосе сочленения глубокоднищевой и прицентроклинальной частей НТВ. Здесь проис-... ходит резкая смена диапазона нефтегазоносности от верхнекамекноуго-льных-нижнёпермских на востоке на нижнекаменноугольные-юрские-на западе.

Основным нефтегазопроизводящим комплексом являются инжнекаме-нкоугольные отложения, в том числе карбонатная, существенно нефте-гвиная и терригенная, преимущественно газогеиная лощи (В.В. Ильинская и др.). Градации катагенеза РОВ и плотность эмиграции УВ в нижнекаменноугольных отложениях возрастают по мере погружения пород с северо-запада на юге-восток, от прицентроклинальной /МКт, (5-Ю)* .Ю4 т/км2/ к глубокоднищевой /Ж2-Ж5-ПА, (1-5).Ю5 т/км^/ части НТВ (Е.С. Ларская).

Высокоминерализов^нные рассолы с предельной газонасыщенностью углеводородного водорастворенного газа, благоприятные для сохранения УВ, развиты ляшь в нижне-среднекаменноугольных и нижележащих отложениях в глубокоднищевой и отчасти прицентроклинальной частях НГБ. В окраинной части НГБ, водной зоне ГиБ и в верхнекаменноугольных и вышележащих отложениях распространены сметанные углеводород--

но-азотные водорастворенные газы с увеличивающейся вверх.по разрезу и к краям ГиВ долей азотных газов. УВ- залежи в этих отложениях находятся в условиях резкого нарушения фазового равновесия с пластовыми водами и сопровождаются ореолами рассеивания УВ и локальными газогидрохимическими аномалиями (P.M. Новосилецкий, Е.В. Стадник, Ы.И. Суббота, В.А. Терещенко, Л.П. Швай и др.).

Наиболее вероятная трактовка отмеченного размещения месторождений следующая. В глубокоднищевой части преобладают кластоген-ные (по П.К. Куликову) скопления нижней газовой зоны, перераспределенные вверх по разрезу под надежную нижнепермскую соленосную покрышку надднища в осевой зоне и оттесненные преимущественно по ла-•терали из нефтегазопроизводящих нижнекаменноугольных отложений на борта бассейна. Нефтяная фаза здесь вытеснена из НТВ почти полностью.

В прилегающей к Донбассу наиболее погруженной (в основании чехла) и дислоцированной части днища УВ- месторождения исчезают. Условия для сохранения скоплений Нд здесь, вероятно, неблагоприятны из-за нарушения герметичности покрышек и ухода УВ- миграционных потоков в атмосферу (анаккумуляционная зона).

Повышенная нефтеносность прицентроклинальной части НТВ объясняется в основном оттеснением сюда нефти из глубокоднищевой части НТВ, где генерировалось избыточное количество нижнего газа. Помимо этого, могла сказываться также о'<5лыпая доля нефти и меньшая доля нижнего газа в составе УВ, генерируемых непосредственно в относительно приподнятой прицентроклинальной части НТВ. Локальный характер нефтегазоносности среднекаменноугольных и вышележащих отложений в чуждой углеводородам водной среде и закономерные изменения фазового состояния УВ по вер^тикали скорее всего свидетельствуют о том, что восходящая латеральная миграция осуществлялась в основном по нижнекаменноугольным отложениям. Залежи в' вышележащих отложениях обязаны главным образом .вертикальному перераспределению УВ в пределах месторождений, особенно наиболее значительных (В.И. Витенко, Б.П. Кабышев, P.M. Новосилецкий и др.). В этом перераспределении большая роль принадлежит разрывам и зонам трещиноватос-ти. Не случайно, основные скопления УВ в Днепровско-Донецком бассейне заканчиваются вверху в пермских отложениях, т.е. там же, где и разрывы, как правило не проникающие в триасовые отложения.

На сочленении глубокоднищевой и прицентроклинальной частей бассейна, видимо, происходит снижение интенсивности вертикального сквозьрезервуарного газового потока, дегазация разреза со значительной потерей нижнего газа и незначительным его перераспределена-

ем в вышележащие верхнепермские, триасовые и юрские отложения. Этоцу способствует выклинивание к запапу нижнепермской соленосной покрышки.

Мичиганский НГБ.

Отличительными чертами бассейна являются всесторонне периферическое положение и плоская структура склона, малые размеры и слабая погруженность днища, обширные открытые борта ОЛБ-ГиБ, большая часть которых занята водными зонами анаккумуляционного, а вблизи Канадского щита и аконсервационного происхождения. Конфигурация составных элементов бассейна различная. Очертания краев

ГиБ прямоугольные, внутренняя структура - почти круглая,- а контур НГБ - удлиненный,заливообраз'ный, с пережимами. От днища к краям НГБ протягивается 3 шлейфа УВ - скоплений, следующие вдоль слабо выраженных структурных носов, зон трещиноватости и цепочек ловушек различного типа, с которыми связаны месторождения. Основной шлейф протягивается вдоль структурного носа 4айндлей, в верхней своей части переходящего в гребень, разделяющий Мичиганский и Предаппалачский бассейны. На вершине гребня находится наиболее крупное в бассейне месторождение Лима. Удаление этого месторождения от края днища составляет 225 км. Дальняя миграция подтверждается легким метановым составом нефти.

В бассейне представлена нефтегазовая зона со всеми тремя подзонами, на малых глубинах местами выделяете^ верхняя газовая зона. Чисто нефтяная подзона наиболее типична для девонских отложений; в каменноугольных и силурийско-ордовикских отложениях преобладают соответственно верхняя и нижняя нефтегазовые подзоны. Сохранение элементов верхней газовой зоны и отсутствие признаков окисления нефтей, залегающих на малых глубинах, в частности на гребне Файн-длей, свидетельствует о хорошей изоляции бассейна от потерь в результате вертикальной миграции.

Количество месторождений в бассейне значительное, но плотность запасов УВ низкая. Из-за плоского характера склона преобладает не концентрированная, а рассеянная форма миграции и аккумуляции нефти и газа со значительными латеральными потерями УВ.

Каракумский НГБ.

Обширный фронтальный многосклоновый бассейн, занимающий наиболее погруженную юго-восточную часть Туранской плиты и крылья прилегающих к ней орогенов. Контуры НГБ существенно отходят от контуров ОПБ и ГиБ лишь на двух участках, расположенных на северо-западе и юго-востоке. Северо-западная, Приузбойская водоносная зона

относится к числу эмиграционных. Она обусловлена существованием мелких опусканий, разделяющих края НТВ и ГиБ и ограничивающих проникновение в нее УВ- миграционных потоков из днища. Юго-восточная, Прибанаитуркестанская зона занимает приподнятый участок ГиБ с маломощным чехлом и относится к числу аконсервационных. На гидрогеологический режим бассейна значительное влияние оказывает существование высокоподнятых областей инфильтрации и повышенного напора подземных вод на крыльях поднятий восточных орогенов: Юго-Западного Гкссара, Бандитуркестана и др.

Высокая газонасыщенность, ярко выраженный углеводородный состав вод свойственны юрски^ отложениям только тех склонов, которые непосредственно связаны с днищем. На мелких склонах противоположной экспозиции в периферической водной зоне ГиБ падает коэффициент газонасыщенности пластовых вод, а в составе водорастворенного газа возрастает роль неуглеводородных компонентов (11.И. Суббота, В,Ф. Клейменов, Я.А. Ходжакулкев и др.). Газонасыщенность меловых отложений носит избирательный характер и зачастую связана с перетоками флюидов из юрских, отложений.

наданище,

В бассейне полно представлены как днище^так и борта. По дан-нтьО.П. Четвериковой плотность эмиграции УВ последовательно изменяется от глубокоднищевой части бассейна (Предкопетдагское и Мур-габское опускания) к средне- и мелкоднищевой, снижаясь в 5 раз и более. Одновременно изменяется степень катагенеза главных г'азонеф-тепроизводящих нижне- среднеюрских отложений от градаций АК-Ж4 до

мк2.

В бассейне преобладают газовые скопления, принадлежащие нижней газовой зоне и"лншь в относительно поднятых краевых частях НГБ развиты немногочисленные нефтяные залежи и оторочки..По данным И.С. Старобинца, В.З. Кушнирова, A.M. Смахтиной на северо-восточном борту пГо выделяются два типа нефтей, конденсатов и УВ- скоплений. В северо-западной части борта развиты в основном газовые месторождения с единичными залежами и оторочками легких малосернистых высоко-ароматизированных нефтей и конденсатов с низким содержанием гомологов метана в газах и малый выходом конденсата. В юго-восточной части борта распространены газовые, газонефтяные, реже нефтяные месторождения с низко- и среднеароматизированными тяжелыми сернистыми . нефтями и конденсатами, с высоким содержанием гомологов метана в газах и повышенным выходом конденсата. Эти различия объясняются разными источниками питания и дальностью миграции УВ.- значительной в северп-ьападной части и существенно меньшей в юго-восточной, где к тому же повышена роль сапропелевого РОВ верхнеюрских отло-

кений в генерации жидких УВ.

По структурному рисунку в НТВ выделяются два региона: плоский западный и сложнорасчлененный восточный. Западный регион расположен на цоколе жесткой и относительно^ более древней Каракумской литосферной микроплиты. Он образован сочетанием плоских склонов малого аккумуляционного потенциала, осложненных редкими, обычно полузамкнутыми структурными формами, не образующими надежных ло вушек. Большая часть генерированных в западном регионе УЬ была потеряна.

Восточный регион, связанный с дифференцированной Ацударьинс-кой микроплитой,напррти^,отличается большим аккумуляционным потенциалом -.оптимальным структурным расчленением, развитием сложной системы продольных и поперечных по отношению к днищу склонов, гребней и тальвегов, обеспечивающих прямую связь днища с различными частями бортов. В результате здесь сосредоточена подавляющая часть месторождений и,газовых ресурсов бассейна и имеется несколько главных центров аккумуляции, образованных- как за счет местных, так и из дальних источников питания УВ. Наряду с антиклинальными скоплениями в над- и подсолевом комплексах (Шатлык, Шуртан и др4) выделяются залежи в моноклинальных ловушках, экранированных за счет' гидродинамического фактора (Даулетабад-Донмез) в юго-восточной прибортовой части бассейна. Распределение скоплений УВ в восточной части бассейна в значительной мере контролируется кимеридж-титон-ской соленоснай покрышкой. За пределами ее распространения развиты многозалежные месторождения, а внутри контура соли отмечается выдержанная нефтегазоносность юрского подсолевого комплекса и повсеместное распространение скоплений в надсолевых неокомских отложениях. Появление последних обусловлено, по всей видимости, перетоком УВ из основных газонефтепроизводящих юрских отложений за линией выклинивания солей или в зонах их оттока в компенсационных мульдах и нарушенное™ разрывами.

Бассейн характеризуется сравнительно ранней реализацией генерационного потенциала (в основном в меловом периоде) и позшт (позднекайнозойским) формированием ловушек, Это обусловило потерю большей части эмигрировавших*^, вытесненных за края НГБ нижним газом, занявшим господствующее положение в бассейне. .

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных исследований сделаны следующие выводы:

I. Показана Независимость двух систем нафтидного районирования: ' провинциальной (основанной на принципе сходства подразделений)

и бассейноаой С генетической); усовершенствована структурная основа последней.

<. Поскольку различаются 3 главные форма.существования нафтидов: газообразная, жидкая и твердая, то наряду с верхней, Нижней газовой и нефтегазовой зонами, следует выделять самостоятельные битумную и газогицратную фазовые зоны. Наиболее общей ежиницей генетического районирования является нафтидный бассейн, а нефтегазоносный бассейн является более частным понятием аккумуляционного ряда.

3. В составе бассейнов выделены днище, охватывающее весь объем пород, я которых происходят массовые генерация и эмиграция УВ, парнище и борта - поднятые внутренние-срединные, крыльевые и цен-троклинальные - внешние, окраинные части нафтидны* бассейнов, в которых генерация и эмиграция Уа ослаблена или отсутствует и происходит лишь перемещение (транзит), накопление и потери УН.

ным бассейнам свойственна общая зональность фазового состояния и размещения скоплений, охватывающая днище, надднище и борта, подтверждающая их генетическую связь между собой. С углублением бассейна в нем увеличивается роль фазовых зон, генерируемых в относительно жесткиу. термобарических условиях и происходит перемещение ссочлсний Нд изнутри к периферии бассейна и за его пределы в лате-рал>ном и вертикальном направлениях. В зависимости от степени развития нижней и вытеснения за счет нее средней и верхней фазовых ■ой. различаются НдБ с преобладанием нижней газовой зоны, с развитием .юследней лишь в днищах, с преобладанием нефтегазойой зоны, подстилаемой в опущенных частях Ндб нижней газовой зоной,и сменяемой г .к'.пнчтых частях НдБ битумной или верхней газовой зонами, НдБ на одном борту которых преобладает нижняя валовая, на другом -не-Ьтегазовая оона и неполноеональные НдБ. Борта и надднища нафтид-■V* бассейнов являются элементами, в различной, обычно существен-ч.-.Я, мере определяющими величины аккумуляции и уменьшение потерь наЬгицщ. Вытеснение УЗ изнутри к периферии, затем за пределы дни-,ца. а ^ конце кондов и всего бассейна зависит от соотношения масш-тч >а эмиграции ,7о, и особенности нижнего газа и нафтидовмещающего пот^н жала пнища>$И1$ ортов нафтионых бассейнов.

4. Глазными составными элементами генетического ряда деления оассейнов являются склоны - моноклинальные части, вдол^ которых .¡рлисходят однонаправленные изменения онтогенеза нафтидов. Роль ооллвных -йлюидоводоз и аккумуляторов нафтидов на расчлененных склонах выполняет положительные склоноразделы - гребни-, а отрицательнее сслпноразделы - тальвеги - разграничивают поля разнонаправлен-

-заной миграции УВ. На плоских склонах преобладает неконцентрировай-ная рассредоточенная форма региональной миграции и аккумуляции УВ, а крупномасштабное нафтидонакопление контролируется зонами экранирования природных резервуаров. \

5. Среди водных зон, расположенных во вненафтидных.внешних пространствах осадочно-породных и гидрогеологических бассейнов, помимо ранее обособлявшейся аконсервационной зоны,выделены агене-рационная, эмиграционная и анаккуцуляционная (для нафтидов) разновидности. Положение и гидрогеологический режим этих зон оказывает существенное влияние на изменение условий сохранности и потерь Нд в бассейнах. \

6. Размещение нафтидных скоплений в значительной мере определяется региональной структурой склонов, в том числе их количеством, структурным расчленением и положением по отношению к источнику питания УВ - днищу. Выделяются бассейны односклоновые, двусклоно-вые и многосклоновые; торцового, фронтального, всесторонне периферического и комбинированного размещения склонов; с плоской структурой, продольным, секущим (поперечным и косымУ,комбинированным и торцовым структурным расчленением. В торцовых бассейнах облегчена крупномасштабная миграция УВ из днища на центроклиналь, в фронтальных - на крылья боргов нафтидных бассейнов, что и обусловливает положение основных скоплений нафтидов.

7. Структурный рисунок бассейнов сказывается на распределении в них нафтидов. Выделяются следующие структурные обстановки, наиболее благоприятные для нафтидонакопления: а) плоские гидродинамически запечатанные крылья НдБ, особенно их верхние кромки, расположенные у краев древних щитов (битумная зона); б) крылья НдБ е. секущим расчленением, сопряженные с умеренно глубоким или далек» отстоящим от зон аккумуляции днищем (чисто нефтяная подзона); в) запечатанные надежными покрышками надднища глубоких НдБ с продоль--ным и торцовым расчленением (перераспределенная вверх по разрезу нижняя газовая зона); г) надднища умеренно погруженных и верхнего нефтегазоносного этажа глубоких НдБ с продольным и торцовым расчлененкам (чисто нефтяная подзона); д) крылья НдБ с продольным расчленением (нефтегазовая и верхняя газовая зоны); е) центроклинали НдБ с торцовым расчленением, сопряженные с глубокими днищами (чисто нефтяная подзона); ж) плоские гидродинамически.запечатанные центроклинали НдБ (битумная и нижняя газовая зоны); з) днища глубоких НдБ с продольным и торцовым расчленением (нижняя газовая, нефтегазовая зоны).

8. Изложенные выше теоретические разработки, основные поло-

жения склоново-гребневого, днищево-бортового принцип« деления Jбассейнов были применены при расшифровке структурных условий размещения скоплений нафтидов в представительных бассейнах мира. Показаны, в частности, консервирующий эффект ширины и аккумуляционного потенциала бортов для сохранения скоплений УВ, эмигрировавших из небольших, но глубоких днищ на примере бассейнов Мидконти-нента; связь шлейфов нафтидных скоплений с размещением гребней на склонах Западно-Канадского, Мичиганского, Западно-Сибирского' бассейнов; различия в условиях миграции и фазовой зональности УВ на плоских, продольно и секущее расчлененных склонах на многих примерах, в том числе в бассейнах Сахаро-Ливийской группы, Мидконтинен-та, Каракумском, Влижне-Средневосточном; специфика размещения УВ на торцовых склонах и центроклиналъное положение многих центров нафтидонакопления в Западно-Сибирском, Днепровско-Донецком, Сирт-ском и других нафтидных бассейнах; резкие различия в аккумуляционном потенциале плоских неэкранированных склонов и гидродинамически экранированных плоских крыльев и центроклиналей (Каракумский, Западный Внутренний, Ближне-Средневосточный НГБ, газовые месторождения Даулетабад-Донмез, Хьюготон-Пэнхэндл).

9.Проанализированы тектонические особенности распределения основных центров аккумуляции Нд в бассейнах мира. В запасах Нд основ- ^ ннх центров прослеживается два максимума: связанные с крыльями (70%) и надднищами (22%) НдБ. Доли Нд в центроклиналях (5%) и днищах (2%) .НдБ очень малы. Таким образом, подавляющая часть Нд, участвующих в образовании основных центров аккумуляции (92%), перемещается из областей массовой генерации УВ (днища) по латерали - на крылья и по вертикали - в надднища бассейнов, а в днище остается лишь незначительная доля преимущественно газообразных УВ. По-всей видимости, это отражает реальные соатношения ресурсев раьных элементов "НдБ, хотя последующее освоение глубоких недр внесет некоторые коррективы в сторону увеличения доли днищ в суммарных ресурсах бассейнов.

В зависимости от специфики онтогенеза нафтидов главные центры , аккумуляции последних могут располагаться в разных частях НдБ - в днищах и особенно надднищах в случае их дифференцированного строения и наличия покрышек, ограничивающих вертикальный сквозьрезерву-арный поток УВ; в разных частях бортов: нижней - особенно благоприятной поскольку она является первым восприемником УВ, мигрирующих из . днищ, и чаще осложнена гребнями большой емкости; средней и верхней частях бортов, включая- верхнюю экранированную кромку открытых склонов, а также на вершинах.закрытых-склонов, куда могли достигать миграционные потоки, если объем мигрирующих УВ превышает количество

лд, накопившихся в ловушкьх и потерянных ниже по склоку.

Скопления нижней газовой зоны (яачасту» перемещенные вверх по раарезу) тяготеет к наланищам глубоких и сверхглубоких НдБ (За--ладно-Сибирский, Северо-Каспийский, Днепровско-Донецкий, Баренце-вский) и лиш^ изредка выходят на борта НдБ (Западный Внутренний, Каракумский). Не<Ътяные скопления распространены преимущественно на бортах: в разных - нижней (Централъноапжирский, Пермский, средней (Северп-Каспийский, Западно-Сибирский) и реже верхней (Средне-каспийский, Сиртский) - частях их крыльев и центроклиналей, а иногда встречаются в срединах (днищах, надднищах), отличающихся умеренной погруженностью и (или) складчатым строением (Центральная Суматра, Персидского залива, Западный Внутренний). Верхняя газовая ¿она занимает внешние части бортов НдБ и межбассейновые поднятия (Центральноалжирский, Запално-Канадский-Унчякстонский, Средне-Каспийский-Азово-Кубанский НдБ). Битумная зона распространена на верхних кромках открытых плоских склоках БНГБ и поднятиях, выведенных в зону гипергенеэа (Яаладно-Ианалский, Ориноксяий БНГБ).

10. В НдБ арктических акваторий России: Баренцевском (Б), Ла-птевском (Л). Уго-Восточно- Арктическом (ЮЗА), Западно-Сибирилом (ЗС), отличавшихся крупномасштабной гозон^ность», зоны преи?-~А'--ственного нефдечак&нления огглааются либо и поднятых частях бортов глубокоинкщевых НвБ, где мо-зет происходить дегазация разреза с я счет ухудшения г-^а или куда вытесняются жидкие УВ

нижним гзег.г .•: .V. „с<;.;е вллуощпцей латеральной миграции, либо б надднищах и па оортах умеренно погруженных частей НдБ. К перрпй группе зон относятсн: сопряженные с глубокими (>10-15 км по поверхности фундамента) днищами умеренно поднятые окраинно-шельфовые (приокеанические) поднятия и их.части: антеклиза Франца-Иосифа (Б), восточная часть антеклизы Де-Лонга (ША) и поднятия на при-островных и приназмюых, приконтинентальных бортах НдБ, удаленных 99 вкеана: на крыльях - Адмиралтейский вал (Б), Северо-Врангелев-ско-Геральдская гряда (ША) или на центроклиналях - вал Литке (ЗС), Устьленское звено Трофимпвского поднятия (Л). Ив етарой группе относятся умеренно погруженные (6-10 км) поперечные приокеанические грабен-рифты (желоба), и перемычки, расположенные в пограничной зоне континент-океан: ападина Шмидта - рифт Воронина, грабен-рифты Франц-Виктория, Св. Елены (Б), Восточно-Новосибирский, Новосибирский и Северный (ЮВА), многие небольшие опускания и крылья сопряженных с ними поднятий на западной, норвежской"и восточной, северо-карской оконечностях Баренцевского НдБ, Не исключена вероятность, что повышенной нефтеносностью будет отличаться и

Северо-Чукотский рифт, образующий глубокое днище Юго-Восточно-Арктического НдБ, учитывая большую роль молодого (мелового-кайнозойского) лавинного всадконакопления в нём.

II. Выполненные исследования способствуют повышению достоверности прогноза нафтидоносности в следующих отношениях.

- Поскольку онтогенез нафтидов полностью и по-разному реализуется на различных склонах, первоначальный расчет баланса количества эмигрировавших УВ с-количеством рассредоточенных в водной среде? сорбированных в породах, аккумулированных в ловушках и потерянных нафтидов надо производить не в целом для бассейна, а на каждом из его склонов первого порядка. Это позволит повысить надежность оценки коэффициента-аккумуляции нафтидов.

- При сравнительном анализе слабо изученных бассейнов и определении положения наиболее перспективных их частей, на которых следует концентрировать геологораэвезочные работы, может быть использован ряд положений диссертации: о консервирующей функции бортов, роли водных зон различной генетической природы в величинах потерь нафтидов на краях бассейнов, влиянии размещения и расчленения склонов на направления главного оттока УВ и аккумуляцию нафтидов, структурных рисунков бассейнов, благоприятных для нафти-донакопления. При прочих равных условиях предпочтение может быть отдано бассейнам и склонам с широкими бортами и полно представленным на дднищем; развитием на краях бассейнов эмиграционных водных зон и гидродинамически экранированных зон; участкам со стержневыми гребнями, крупными внутренними поднятиями на закрытых склонах;

:• . „надднишам и

торцовым или фронтальным основным склонам бассейнов ;у днищам с повышенной структурной дифференциацией, надежно запечатанным покрышками в верхней, реже средней или нижней частях чехла; структурно-дифференцированным '.крыльевым или ценгроклинальным частям бортов, тесно связанным с днищами бассейнов. .

В работе была решена проблема структурного контроля размещения скоплений нафтидов на склонах бассейнов разного типа. В рамках этой общей проблемы в диссертации защищаются_следу8цие_оснпвше. арлр.жедаа;

1. Предложен новый подход к внутреннему структурному делению бассейно^д^е^ены понятия о склонах, гребнях, тальвегах, днищах, надднкщахУи бортах бассейнов, отражающих главные особенности онтогенеза нафтидов.

2. Дана генетическая трактовка водных зон,~находящихся в плане и по вертикали за пределами нафтидных бассейнов, но входящих в состав осадочно-породного и гидрогеологическог.а_.бассейнов, произ-

зепена дифференциация водных зон на четыре группы (агенераципн-ную, эмиграционную, анаккумуляционную и аконсервационн.ую) вместо одной (последней), выделявшейся ранее; показано влияние этих зон на сохранности и потери нефти, газа и битумов в бассейнах.

3. Впервые произведена типизация склонов бассейнов по количеству, полноте развития, положению относительно днища и структурному расчленения; выделены группы салонов, принципиально отличающиеся между собой по путям основного оттока УВ Ио днищ на борта бассейна и плановой фазовой .зональности нафтидов.

4. Доказана связь размещения главных центров аккумуляции и очагов потерь" нафтидов со структурным рисунком бассейнов, склады-' ващимся из планового положения в них гребней, тальвегов и плоских склонов; установлены оптимальные структурные обстановки размещения основных скоплений нчфтидор в бассейнах. Они располагаются в пределах надежно г впечатанных покрышками структурно дифференцированных частей надднищ, бортов, реже днищ, зачастую связанных со стержневыми гребнями, а также плоских гидродинамически экранированных центроклиналъных или крыльевых краев бассейнов.

5. Показана специфика структурного контроля размещения скоплений нафтидов в разных бассейнах мира. Установлено, в частности, что для основных центров аккумуляции Нд мира основная часть УВ эмигрировала из днищ в надднища и на борта НдБ. При этом основные центры аккумуляции нефти находятся на небольшом расстоянии от днища - либо на внутренней части борта, либо в надднище, а для основных центров аккумуляции Нижнего газа и природного битума свойствен значительный отход от очагов массовой генерации УВ по вертикали (газ) или горизонтали (битум).

Практическая значимость исследований заключается в повышении достоверности прогноза нафтидоносности: в возможности использования намеченных связей структурных факторов с размещением скоплений нефти, газа и битумов для дифференцированной оценки перспектив и для сравнительного анализа бассейнов и их частей по структурным показателям; в предложениях по проведению объемно-генетического баланса нафтидов применительно к автономным элементам - склонам, что позволит повысить достоверность определения коэффициента аккумуляции и в предложениях по проведению геологоразведочных, неф-тепоискпвых работ в зонах с благоприятными структурными предпосылками в преимущественно газоносных бассейнах арктических акваторий России.

Списпк_основных дабпт,_опубликованных по_теме диссертации.

I. О перспективах нефтегазоносности Таримской области. -

Зестнич МГУ, сер.биол., почв., геол., географ., 1958, * I, с.131-140. Нефтяная разведка, 1957, № II, с.4-7 (чит.).

2. Нефтегазоносные бассейны (регионы) земного шара. - 3 кп: Межа.геол.чонгр.,XXI сесс&к. Дпчл. сов. геологов. Региональные и структурные проблемы геологии нс*тл. У.., АН СССР, i960, с.5-12 (совместно с И.О. Бродом, М.И. Варенцовым и др.).

Каракумский нефтегазоносный бассейн. - Пор.нефт.техн., геол., i960, № II, с.24-29 (совместно с Ю..Ч. Годиным, Г.Х. Дикен-штейном и др.).

1. Сравнительная характеристика не^ега^оноснь^ бассейнов восточной части Средней Азии и Западного Китая. - Нор.нефт. и газов.техн.,геол., IS6I,.'£ 3, с.41-46 (совместно с М.И. Зарендо-вым).

5. Тектонические особенности нефтегазоносных впадин Китая. -::н: Вопросы тектоники нефтегазоносных областей. М., АН СССР,1962,

с.240-252 (совместно с М.И. Варенцовым).

6.Нефтегазоносные ба'ссейны земного шара. - М., педра, 1965, 5S3 с. (совместно с И.О. Бродом, В.Г. Васильевым и др.).

7. Орогенезы Тянь-Шаня. - В кн: Ыежд.геол.конгр., ХХШ сессия. Докл.сов.reoлогов. Проблема "Орогенические пояса". М., Наука, 1966, с.37-93 (совместно с В.А. Бушем, Л.Б. Зонгазом и др.).

8. Тектоника Западного Пакистана. - Геотектоника, 1963, № 2, с.51-64 (совместно с И.А. Воскресенским, Б.А. Соколовым).

9. Тектоническая карта запада Средней Азии. - М., ГУГК СССР, 1963. Коллектив авторов (соавторство и редактирование).

10. Нефтегазоносные бассейны и месторождения Пакистана. -Геология нефти и газа, 1969, № 2, с.53-57 (совместно с Э.Б. Мов-шовичем, Б.А. Соколовым).

11. Основные методические положения по составлению тектонической карты юга 'СССР. - В кн: Геология нефтегазоносных областей Средней Азии и Южного Казахстана. М., Недра, 1969, с.103-123 (совместно с Г.Х. Дикенштейном, Н.Е. Кравченко и др.).

12. Количественное соотношение моцртостей отложений как один из элементов тектонических исследований. - Доклады Art СССР, т.169, геол., 1969, -> I, с.150-152.

13. Тектоническая карта нефтегазоносных областей СССР. Л., ВНИГРИ, 1969. Коллектив авторов (соавторство).

14. Некоторые черты тектоники запада Средней Азии. м..ЗНИПШ, 1970, 73 с. (совместно с И.М. Алиевым, C.S. Алферовым и др.).

15. Роль тектонических исследований в развитии нефтяной геологии. - В кн: Вопросы теории и практики нефтегазовой геологии.

. -44- .

М., ВНИГНИ, вып."96, 197.0, с.72-101.

16. Внутренние и.внешние впадины Тянь-Шаня. - Геотектоника, 1970, № 6, с.42-54 (совместно е В.А. Бушем, Л.Б. Вонгазом и др.).

17. Очерк геологии Пакистана. - М., Недра, 197Г, 168 с. (совместно с И.А. Воскресенским, Э.Б. Мовшовичем, Б.А. Соколовым).

•18. Информационно-поисковая система "Локальные структуры: морфология, формирование, нефтегазсиеснос*ь". - Научно-техническая ■ информация в геологии. М., ВИЭШ, 1971, 73 с.

19. Карта нрвейцей тектоники юга СССР. Масштаб 1:1 ООО ООО. -М., изд. ГУГК СССР, 1971, отпеч. в 1972 г. Коллектив авторов (соавторство и редактирование).

20. О принципах нефтегазоносного районирования (на примере юга Туранской плиты). - Изв. ВУЗов, геол иразведка, 1973, № 10, с.93-103. International geology review 1975, v.17, № 10, p.p. I207-I2I2.

21. Тектоника нефтегазоносных областей юга СССР. - М., Недра, 1973, 203 с. Тр. ВНИГНИ, вып. 141 (совместно с М.В. Муратовым,

Л.Б.. Вонгазом и др.).

22. О зрнальности распространения скоплений нефти и газа на территории юга СССР. - Советская геология, 1974, № 2, с.9-18.

23. Палеотектонические карты юга СССР. Ранняя-средняя юра, поздняя юра, мел, палеоцен-эоцен, олигоцен-ранний миоцен. ~ М., изд. ГУГК СССР, 197I, отпеч. в 1974 г. Коллектив авторов (соавторство и редактирование).

24. Карта тектонического районирования юга СССР. Масштаб 1:2 500 ООО. - М., изд. ГУГК СССР, 1974, Коллектив авторов (соредактор, отв. исполнитель).

25. Тектоническая карта юга СССР. Масштаб 1:1 ООО ООО. - U., изд. ГУГК СССР, 1975, Коллектив авторов (соредактор, отв. исполнитель).

26. Принципы выделения нефтегазоносных областей (на примере Скифской я Туранской пли?},. - Советская геология, 1975, » 7, с. 727 (совместно с С.П. Максимовым, Г.А. Габриэлянцем).

27. Карта нефтегазоносности СССР. Масштаб 1:2 500 ООО. - М., изд. Аэрогеология, 1976. Коллектив авторов (соавторство).

28. Роль тектонических критериев в распределении скоплений нефти и газа в осадвчном чехле Средней Азии и Бяивгв Кавахстана. -В кн: Гводогия и нефтегазоносность Средней Азии и сопредельных территорий. М,, ВНИГНИ, вып. 195, 1976, с:42-57 (совместно с Н.И. Конелевым, Л.П. Долкановой я др.).

29. Карты нефтегазоносных "серий и их значение для интерпрета-

ции формирования месторождений нефти и газа (на примере Централ нокаракумской области). Там же, с.73-88 (совместно с И.Н. Полкано-вой, З.Б. Хуснутдиновым).

30. Связь фазового состояния углеводородных скоплений с разновременностью и полнотой прохождения осадочным чехлом глааной фазы нефтеобразования (на примере юга СССР). -В кн: нефтегазо-материнские свиты и принципы их диагностики. М., МГУ, 1977, с.55-

57> - В кн:

ЗГ.Амударьинская синеклиэаУ Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности солянокупольных бассейнов материков по геофизическим данным. М., Недра, 1977, с.222-231.

32.Бассейновый ряд нефтегазоносного районирования Средней Азии. - В кн: Условия образования нефти и газа в осадочных бассейнах. М., Наука, 1977, с.173-136.

33. Развитие структурного плана Туранской плиты. - Советская геология, 1977, № 9, с.I04-III (совместно с Н.И. Кошелмым, Н.Е. Кравченко и др.). The regional structure ef the Turanian platform and It s development. Tectonophjrsics, 1976, 36, p. 263-273.

34. Сравнительный анализ условий нефтегазонакопления в Среи-некаспийском.и Каракумском бассейнах.' - В кн: Современные, проблемы геологии нефти и газа. М., изд. МГУ, 1976, с.139-152 (совместно с Л.Н. Смирновым, Н.И. Кошелевым, Т.Н. Куницкой).

35. Палеотектоника и нефтегазоносность юга СССР. - tí кн: ila-леотектоника и палеогеоморфология в нефтяной геологии. М., Наука, 1973, с.37-45. (совместно с С.П. Максимовым, П.В. Анцуповым и др.).

36. Особенности тектонического развития нефтегазоносных бассейнов юга СССР как один из главных факторов их преицущественной нефтеносностиг|[э£азоносности. - В кн: Условия раздельного формирования* зон нефтенакопления в земной коре. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, вып. 137, с.93-101 (совместно, с Н.И. Кошелевым, Л.Н. Смирновым).

37« Tectonic evolution of the Tien Shan, Pamir and Karakorua. — Geodinámica of Pakistan. Quetta, Geological survey of Pakistan, 19-79, p. 25-40.

38. Тектонические криверии нефтегазоносности Амударьинской синеклизы. - В кн: Тектонические критерии нефтегазоносности территории СССР. М., ВНИГНИ, вып. 213, 1980, с.158-160 (совместно с М.Т. Аванесяном).

39.. Типы антиклинальных ловушек нефти и газа платформенной части запада Средней Азии и закономерности их распространения. -В кн: Геологическое строение и критерии прогноза нефтегазоносности Средней Азии. М., ЗНИГНИ, вып. 220, 1980, с.71-52 (совместно ..

5.И. Барашом).

40. Склоны, гребни, тальвеги как составные элементы нефтегазоносных бассейнов. - Там же, с. 128-142 (совместно с Л.Н. Смирновым) .

41. Классификация нефтегазоносных бассейнов по соотношении их осевых зон (днищ) и бортов. - В кн: Осадочные бассейны и их нефтегазоносность. М., АН СССР, МГУ; 1981, с.43.

42. Типизация нефтегазоносных бассейнов по динамике развития, фазовой зональности углеводородных скоплений и положению стержневых гребней. - В кн: Формирование залежей нефти и газа на различных •этапах развития седиментационных бассейнов. М., ВНИГНИ, вып. 230, 1981, с.38-47.

43. Амударьинская газонефтеносная и Южно-Каспийская нефтегазоносная провинции. Карта/Масштаб 1:2 500 ООО. Лист 5. - Мингео СССР, изд. СНИИГГ/МС, 1Э32£совместно с Ы.Т. Аванесяном, И.М. Алиевым и др.).

44. Разделение нефтегазоносных полей ¡Окно-Каспийской мегавпа-дины по фазовому состоянию углеводородных скоплений в плиоценовых отложениях и их генетическое истолкование. - В кн: Нефтегазогеоло-* гическое районирование Южно-Каспийской впадины. Баку, АН АзССР, 1982, с.65-66. (совместно с В.В. Бобылевым, В.И. Дидурой и др.).

45. 0 генетической общности газовых месторождений Даулетабад-Донмез и Хыоготон-Панхэндл. - Советская геология, 1983, № 9, с.24-30.

46. Структурная карта поверхности фундамента платформенных территорий СССР. Масштаб 1:2 500 000. - М., Центргеология, 1983. Коллектив авторов (соавторство и участие в редколлегии).

47. Тектонические особенности размещения углеводородных скоплений на склонах нефтегазоносных бассейнов. ^ В кн: Основные принципы формирования залежей нефти и газа. 11., Наука, 1983, с.41-52.

46.Тектоническая карта нефтегазоносных территорий СССР. Масштаб 1:2 500 000. - Изд. Мингео СССР, 1983, Коллектив авторов (соавторство и редактирование).

49. Основные результаты и перспективные направления сейсмических работ при поисках нефтегазоносных структур в Юго-Западном-Тад-жикистане. - Геология нефти и газа, 1934, № 9, с.16-20 (совместно

с П.Ю. Готфридом, В.С. Коробкой и др.).

50. Роль региональной структуры нафтидных бассейнов в размещении скоплений нефти, газа и твердых битумов на их склонах. - Научно-технический обзор. Сер. 5, - Ы., ВИЭМС, 1984, 49 с.

51. Тектонические особенности эпигеосинклинальных и эпиплат-форменных орогенкых впадии юга СССР в связи с их нефтегазоноснос-тыо. - В кн: Тектоника и нефтегазоносность складчатых поясов. Фрунзе, Кыргызстан, 1984, с. 51-66.

52. Тектонические условия онтогенеза нефти, газа и твердых битумов в нафтидных бассейнах. - В кн: Эволюция нефтегазообразова-ния в истории Земли. М., МГУ, 1934, с.134-135.

53. Тектоника нефтегазоносных территорий СССР. М., Недра, 1984, 120 с. Коллектив авторов (соавторство).

54. Влияние региональной структуры на размещение скоплений нефти, газа и битумов в днищах и на бортах нафтидоносных бассейнов.-В кн: Глобальные тектонические закономерности нефтегазонакопления. М., Наука, 1985, с.163-175.

55. Перспективы поисков углеводородных скоплений в антиклинально-гидродинамических ловушках на юго-востоке Карабогазского свода и Туаркырсквго вала. - Геология нефти и газа, 1935, № 7, с.5-9 (совместно с В.И. Двдурой, Е.В. Сергеевым, А.Ф. Семенцовым).

56. Структурные рисунки и онтогенез нефти, газа и битумов

в нафтидных бассейнах. - В кн: Эволюция нефтегазообразования в истории Земли. М., Наука, 1986, с.179-137.

57. Региональна« структурные условия размещения углеводородных скоплений на склонах Южно-Каспнйскего нефтегазоносного бассейна. - В кн: Условия формирования кефтяаых и газовых месторождений и критерии прогноза нефтегазоиосности юга СССР. М,, ВНИГНИ, 1986, с.34-42 (совместно с В.В. Бобылевым, В.И. Дидурей и др.).

58. Геология и геодинамика нефтегазоносных территорий юга СССР. М., Недра, 1986 , 232 с. (совместно с B.C. Шейным, Т.Н. Ку-ннцкой и др.).

59. Размещение и нефтегазоносность ловушек молодых платформ.-В кн: Тектоника и критерии нефтегаэонвсности локальных ловушек. М., Наука, 1927, с.62-72.

60. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник. Книга вторая. Азиатская часть СССР (соавторство). П., Недра, 1987, 303 с.

61. Карта нефтегазоносности СССР. Масштаб 1:2 500 ООО. Мингео СССР, ЫНП, МГП, 1988 (соавторстве).

62. Структурные условия размещения газонефтяных месторождений в Каракумском бассейне. - В кн: Первичная миграция и нефтегазоносность осадочных бассейнов, М., ВНИГНИ, 1988, с.138-148 (совместно с О.В. Ивановой, Н.В. Бабенко).

63. Типизация нефтегазоносных регионов с позиций теории тектоники плит. - В кн: Геодинамические основы прогнозирования нефте-

газоносности недр. Часть 3. М., МИНГ, 1938, с. 471-472 (совместно с B.C. Шейным).

64. Нефгегазегеологическое районирование Средней Азии с позиций теории тектоники плит. - Там же, с.517-513 (совместно с М.Т. Аванесянем, A.B. Кулешовым и ар.).

65. Перспективы нефтегазоносности поднадвиговых зон таджикской депрессии. - В.кн: Тектоника и нефтегазоносность поднадвиговых зон. М., Наука, 1990, с.II5-I23■(совместно с A.A. Бархударья-ном, В.П. Коноуром, B.C. Коробкой).

66. Осадочный чехол Средней Авии и Южного Казахстана (Туранс-кая плита и сопредельные районы). - В кн: Геологическое строение СССР и закономерности размещения полезных ископаемых. Т.6 Казахстан и Средняя Азия, М., Недра, 1992, 148 с. (совместно с A.A. Атабекяном, Н.В. Безносовьм и др.).

67. Геодинамика бассейнов Тяньшаньского эпиалатферменного оро-гена. - В кн: Рифтогенез и нефтегазоносность. М., Наука, 1993,

с.97-106 (совместно с К.А. Клещевым, B.C. Шейным).

Отпечатано на рогшпряпт» > картолитографик ВНИГНИ

Заи. 43 от.14.11.94 ир.150 эм.