Нефтегазоносные бассейны и их эволюция

Условия образования, миграции, накопления углеводородов и консервации скоплений нефти и газа реализуются в нефтегазо­носных бассейнах, являющихся автономными историко-генети-ческими геологическими системами, основными единицами неф-тегазогеологического районирования. Под нефтегазоносным бас­сейном понимается область устойчивого и длительного погружения земной коры, в процессе которого формируется мощный комплекс осадочных пород, состав, строение, прогрессивный литогенез и усло­вия залегания которого обусловливают образование, накопление и сохранность в них промышленных скоплений нефти и газа.

Понятие нефтегазоносный бассейн было введено И.О. Бродом и стало использоваться в литературе с 40—50-х годов (Брод, Ере­менко, Хаин, Оленин, Высоцкий, Л. Уикс и др.). В отечествен­ных работах наряду с этим употребляется также понятие нефтега­зоносная провинция. Часто они совпадают по контурам. Смысл по­нятия бассейн по сравнению с провинцией обусловлен необходи­мостью отразить связь нефте- и газообразования с осадконакоп-лением и дальнейшей эволюцией осадочных пород. По аналогии с бассейнами угленосными, артезианскими и др. понятие «нефте­газоносный бассейн» определеннее, а термин «провинция» пред­ставляется менее конкретным в структурном и в палеогеографи­ческом смысле, не имеющим генетической нагрузки.

И.О. Брод (1962) определил нефтегазоносный бассейн как область длительного устойчивого прогибания, выраженную в со­временной структуре земной коры. Под нефтегазоносным бассей­ном он понимал замкнутые или частично замкнутые впадины или прогибы, содержащие в разрезе осадочной толщи горизонты с залежами нефти и газа. В своей классификации И.О. Брод вы­делял, в частности, бассейны платформенных областей, предгор­ные и межгорные, с учетом сложности строения фундамента бас­сейна и характера его обрамления. Позднее было предложено много других более дробных классификаций нефтегазоносных бассейнов. В основу большей их части был положен тектоничес­кий (структурный), а в дальнейшем геодинамический прин­цип. Понятие провинции появилось раньше, оно было введено Э. Вудрофом и Ч. Шухертом (1919). Э. Лиллей (1923) относил к

провинциям значительные территории, включающие нефтегазо­носные и разделяющие их площади, объединяемые либо струк­турным единством, либо географической близостью (например, провинции Скалистых гор, Галф-Кост в Северной Америке). В пределах провинции выделялись области, межгорные впади­ны, своды, при этом впадины в соответствии с американской практикой назывались бассейнами. Термин «провинция» широко использовался российскими исследователями (Н.Ю. Успенская, А.А. Бакиров и др.)- Отметим, что ведущим при выделении про­винций являлся структурный признак (провинции склонов плат­форм, подвижных поясов).

Нефтегазоносность осадочного бассейна является свойством, которое закономерно проявляется на определенных этапах его существования. В ходе эволюции осадочный бассейн сначала ста­новится газоносным, потом нефтегазоносным. Если процессы нефтегазообразования замирают, то бассейн превращается в оста-точно-битумный.

Эволюция осадочного бассейна и превращение его в нефте­газоносный представляется достаточно сложным и длительным прерывисто-непрерывным процессом, определяемым тектоничес­кой и геодинамической обстановкой его формирования и даль­нейшего развития.

Нефтегазоносные бассейны, как правило, формируются в зо­нах сочленения различных типов земной коры: стык конти­нент—океан, подвижный пояс (ороген)—платформа, внутрикон-тинентальный ороген—платформа.

По мере увеличения длительности существования бассейнов наблюдается увеличение мощности, стратиграфического диапазо­на осадков, к ним приуроченных, качественного и количествен­ного разнообразия самой нефтегазоносности.

Следует различать два понятия: этапность развития осадоч­ных бассейнов с превращением их в нефтегазоносные и стадий­ность развития собственно нефтегазоносного бассейна, оказыва­ющую непосредственное влияние на качественную и количест­венную характеристику его нефтегазоносности.

История развития осадочного бассейна в общем виде состоит из трех основных этапов: 1) заложения, или инициального; 2) главного, или нефтегазогенерационного; 3) разрушения, или де­нудационного.

Первый этап отвечает условиям зарождения и становления структурной впадины, обычно рифтогенной, заполняемой отло­жениями различного, часто вначале грубообломочного характера, нередко угленосными или соленосными, осадочно-вулканогенно-го типа. В бассейне еще отсутствуют породы, достигшие стадии среднего катагенеза, поэтому может генерироваться в основном

газ. Неблагоприятны, за некоторым исключением, условия для аккумуляции углеводородов, так как движения, формирующие ловушки, проявляют себя позже, лишь в конце этапа. Вторая по­ловина этого этапа соответствует ранней стадии существования нефтегазоносного бассейна.

Второй этап характеризуется длительными процессами обще­го прогибания фундамента бассейна, мощного осадконакопления и катагенеза отложений. На этом этапе создаются условия, бла­гоприятные для генерации, аккумуляции и консервации нефти и газа. Главный этап развития осадочного бассейна распадается на отдельные стадии и под стадии. Следует учесть, что длительные перерывы в осадконакоплении отрицательно сказываются на условиях нефтегазоносности бассейна, в то время как кратковре­менные могут способствовать формированию и переформирова­нию ловушек. Такие перерывы обычно совпадают с региональны­ми фазами активизации тектонических движений.

Третий этап, отвечающий поздней стадии существования нефтегазоносного бассейна, характеризуется преобладанием про­цессов, приводящих к его разрушению и уничтожению место­рождений нефти и газа. На этом этапе бассейны, претерпевая ин­версию, складчатость, дробление, подвергаясь действию денуда­ционных процессов превращаются в остаточно-битумные. В неф­тегазоносных бассейнах, находящихся в начале последнего этапа существования, процессы разрушения нефтяных и газовых скоп­лений затрагивают, однако, обычно лишь верхнюю часть осадоч­ной толщи, в то время как в более глубоких горизонтах залежи

сохраняются.

Таким образом, развитие собственно нефтегазоносных бас­сейнов охватывает конец этапа заложения осадочного бассейна, когда в нем зарождаются первые, еще ограниченные скопле­ния газа и, возможно, нефти, — ранняя стадия, затем целиком главный нефтегенерационный этап, отвечающий одной или не­скольким средним стадиям, и начало заключительного этапа — поздняя стадия, когда в силу или энергичного погружения, или воздымания условия образования и накопления нефти и газа

исчезают.

Конкретный характер нефтегазоносности осадочного бассей­на, специфика его строения, вертикальная и площадная зональ­ность размещения скоплений нефти и газа в значительной степе­ни определяется направленностью его тектонического развития.

Главный этап формирования осадочного бассейна предопре­деляет его нефтегазоносность. Отсюда важной задачей является палеогеографический и палеотектонический анализ эволюции нефтегазоносного бассейна и выявление тех стадий существова-

ния бассейна, на которых имели место оптимальные условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Исходя из вышесказанного создание обшей классификации, объединяющей как хорошо известные бассейны с выясненными условиями формирования месторождений, так и бассейны, в ко­торых нефтегазоносность только предполагается, располагающие­ся не только на континентах, но и в пределах структур океани­ческого типа, должно проводиться на тектонической основе с учетом стадийного уровня развития.

Таким образом, конкретный характер строения и нефтегазо­носное™ бассейна или, другими словами, тип бассейна и прису­щий именно этому типу нефтегеологический режим в значитель­ной степени определяется его тектоническим положением, геоди­намической обстановкой и уровнем развития.

Нефтегазогеологический режим бассейна находит свое выра­жение в специфике условий формирования нефтегазоматерин-ских отложений, типах и времени образования очагов нефтега­зообразования, качественной и количественной характеристике нефтегазоматеринского потенциала бассейна, благоприятного со­четания в разрезе нефтегазопроизводящих и нефтегазовмещаю-щих горизонтов, типах зон возможного нефтегазонакопления и пространственно-временных соотношений последних с очагами нефтегазообразования. Понятие нефтегазогеологического режима включает также условия развития самого бассейна, определяе­мые типом земной коры, длительностью прогибания и скоростью накопления отложений, контрастностью и взаимоотношением вертикальных и горизонтальных движений сжатия или растяже­ния, обстановками проявления катагенеза, тепловой историей бассейна. Изменение нефтегазогеологического режима приводит к трансформации строения всего бассейна и изменению его неф­тегазоносное™.

В основу предлагаемой здесь эволюционно-тектонической классификации нефтегазоносных бассейнов положены представ­ления о зависимости нефтегазоносности бассейнов от направлен­ности и уровня их развития, что, в свою очередь, определяется тектонической и геодинамической природой и уровнем развития данного участка земной коры.

По тектоническому положению и направленности развития, а следовательно, условиям накопления и преобразования осадоч­ных пород, условиям нефтегазообразования и нефтегазонакопле­ния все бассейны подразделяются на два типа: платформ (крато-нов) и подвижных поясов (см. табл. 8.1). Выделение этих двух крайних типов бассейнов в настоящее время можно считать об­щепринятым, так как различия в нефтегазообразовании и нефте-газонакоплении на платформах и в складчатых областях очевид-

ны и подчеркиваются всеми исследователями. Разделение бассей­нов на два основных типа соответствует внутриплитным и меж­плитным категориям структур с позиций тектоники литосферных плит. Условно можно выделить и третий — океанский тип бас­сейнов, при современном уровне знаний он выделяется предпо­ложительно.

Нефтегазоносные бассейны образуются на всех этапах круп­ных тектонических циклов (циклов Вилсона), понимаемых как пе­риоды от распада одного суперконтинента и образования вторич­ных океанов атлантического типа до замыкания этих океанов с возникновением нового суперконтинента. Таким суперконтинен­том, ближе всего отстоящим от нашего времени, являлась позд-непалеозойская-раннемезозойская (доюрская) Пангея. (В более раннее время — к началу позднего протерозоя относится сущест­вование суперконтинента Родиния, в венде—кембрии допускает­ся существование еще одного суперконтинента — Паннотии.)

Началу распада суперконтинента обычно предшествовал кон­тинентальный рифтинг с изменением строения коры, ее утонени­ем и подъемом выступа астеносферы-мантийного диапира. Часть рифтовых зон затем испытывала спрединг, в результате которого образовывались молодые океанические депрессии, другая часть рифтов отмирала, в погребенном виде они выделяются в качестве авлакогенов. Над некоторыми рифтами формировались широкие и плоские впадины — синеклизы (синеклизные бассейны), часть рифтов испытывала инверсию с преобразованием во внутриплат-форменные (интракратонные) складчатые зоны с соответствую­щими бассейнами в них. В процессе образования молодых океа­нов обращенные к ним края обломков суперконтинента станови­лись пассивными континентальными окраинами; рифтовая ста­дия их развития с началом спрединга сменялась пострифтовой дрифтовой, на которой собственно и формировались маргиналь­ные (краевые или перикратонные) перикратонно-периокеаничес-кие бассейны пассивных окраин того типа, который сейчас раз­вит вдоль западной окраины Африки и вдоль восточной окраины Южной Америки (бразильско-ангольский тип), являющихся неф­тегазоносными.

По мере расширения океана вблизи края континента появля­ются вулканические островные дуги, отделенные от континента окраинными морями и сопровождаемые со стороны океана глу­боководными желобами. Тем самым пассивная континентальная окраина перестраивается в активную типа современной западной окраины Тихого океана. Перед дугами, между ними и за ними располагаются соответственно преддуговые, междуговые и задуго-вые (тыльнодуговые) бассейны. Все они, и особенно последние, являются нефтегазоносными.

Разрастание дуг, их сближение с континентом, замыкание окраинных морей, надвигание слагающих их образований на континент ведет к формированию окраинно-континентальных орогенов кордильерского типа, осложненных образованием сдви­говых и рифтовых зон и к возникновению осадочных бассейнов соответствующих типов. Другой тип бассейнов формируется на противоположной стороне орогена. Такие бассейны развиваются поверх бывшей пассивной окраины континента, на которую час­тично могут накладываться структуры орогена, во время роста которого возникает передовой краевой прогиб, являющийся ос­новой перикратонно—орогенных бассейнов.

Если подобные процессы идут по обе стороны океана, то это в результате приводит к его полному замыканию, как это прои­зошло с Тетисом, заместившемся в кайнозое Альпийско-Гима­лайским поясом, а ранее с Палеоазиатским океаном, породив­шим Урало-Охотский орогенный пояс. В случае с Тетисом одна из окраин — южная — все время оставалась пассивной, продви­гаясь навстречу противоположной, активной окраине. Возникшие в таких условиях орогены именуются коллизионными или межкон­тинентальными. Они, так же как и окраинно-континентальные, на заключительной стадии своего развития могут испытывать рифтинг с образованием соответствующих впадин-бассейнов, как, например, в Западном Средиземноморье; в них могут сохра­ниться и остаточные впадины с океанической корой, как в Вос­точном Средиземноморье.

Орогены рано или поздно под влиянием гравитационного коллапса и денудации утрачивают мощную кору и горный рель­еф, испытывают опускание и превращаются в фундамент моло­дых платформ типа Западно-Сибирской или Туранской. В осно­вании их чехла сохраняются грабены, а над ними накапливаются осадочные толщи, слагающие бассейны.

Платформенные бассейны распространены как на древних кратонах, так и на молодых платформах и содержат крупнейшие на планете скопления нефти и газа. Примером может служить Западно-Сибирский бассейн с такими гигантскими месторожде­ниями, как Самотлорское, Уренгойское, Бованенковское и др. (рис. 8.1). Платформенные бассейны и месторождения в них объединяют общие признаки:

1) в целом изометрическая или близкая к ней форма бассей­нов и месторождений в плане, нередко больших размеров — до сотен и тысяч квадратных километров;

2) связь с пологими антиклинальными структурами (своды, купола, пологие платформенные антикликали и др.) с углами па­дения на крыльях, измеряемыми единицами или даже долями
градусов;

3) широкое распространение карбонатных коллекторов (в том числе рифогенных) и соленосных пород-экранов;

4) развитие стратиграфических и литологических ловушек, сравнительно слабая дизъюнктивная нарушенность;

5) значительные масштабы нефтегазоносности, наличие круп­ных, крупнейших и уникальных месторождений.

Платформенный тип образован двумя эволюционно-гене-тическими подтипами бассейнов: внутриплатформенными — ин-тракратонными и окраинно-платформенными - перикратонны-ми (рис. 8.2). К этому типу по характеру развития можно также отнести бассейны пассивных окраин, т.е. этот класс включает третий подтип — перикратонно-океанический. Первый подтип включает классы: рифтовый и синеклизный, второй — собствен­но перикратонный и перикратонно-орогенный, третий — рифто­вый и периокеанический (табл. 8.1).

Выделенные классы отвечают основным стадиям формирова­ния осадочного чехла в пределах платформ. В целом для бассей­нов платформенного типа характерны длительность существова­ния и прямая унаследованная связь в развитии бассейнов позд­них классов от бассейнов более ранних классов. Это приводит к усложнению строения бассейнов и увеличению диапазона их нефтегазоносности. Эти бассейны в настоящее время могут су­ществовать как активно развивающиеся (современная разновид­ность), так и могут представлять собой ископаемую разновид­ность, когда процессы прогибания и накопления отложений в их пределах давно прекратились.

Внутриплатформенные (интракратонные) бассейны объединя­ют около 120 бассейнов, приуроченных к областям прогибания в теле древних и молодых платформ. Внутриплатформенным бас­сейнам ранней стадии отвечает класс рифтовых бассейнов, сред­ней — бассейнов синеклиз, возникающих над рифтовыми струк­турами, а поздней — класс внутриконтинетально-орогенный. Этот последний класс платформенных бассейнов отличается дос-

таточно резко. Формирующиеся в нем месторождения по своему строению ближе к таковым подвижных поясов, поэтому этот класс рассматривается в орогенном подтипе нефтегазоносных бассейнов.

Рифтовые бассейны возникают при дроблении платформы, раздвиге отдельных блоков и образовании грабенообразных линей­ных прогибов. Эти прогибы заполняются преимущественно терри-генно-вулканогенными и карбонатными толщами мощностью до нескольких километров. Рифтовый класс объединяет около 20 бас­сейнов. Реально нефтегазоносными являются бассейны: Припят-ский, Днепрово-Донецкий, Суэцкого залива, Красного моря, Мертвого моря, Рейнский, Тюрингский, Амадиес, Св. Лаврентия, Шотландский, Западно-Английский. К категории проблематично нефтегазоносных следует отнести Байкальский, Пачелмский, Вят­ский в России, некоторые грабены Восточно-Африканской рифто-вой системы (оз. Альберта, Танганьика и др.), Лиманский и Рон-ский (во Франции), Акаба (север Красного моря) и др.

По степени активности все эти бассейны могут быть подраз­делены на две группы: современных рифтовых зон и ископаемых рифтов — авлакогенов, остановившихся в своем развитии в дале­ком или не очень далеком прошлом. К последним и относятся проблематичные Пачелмский, Вятский, а также Амадиес в Авст­ралии, Св. Лаврентия в Северной Америке.

Для бассейнов рассматриваемого класса характерно разнооб­разие литологических типов пород, участвующих в их строении, значительные (до 5-7 км) мощности разрезов. Основным типом зон нефтегазонакопления является горстовый, а также поднятые структуры плечей рифтов и протяженные антиклинальные подня­тия. Так как высокие тепловые потоки свойственны всей площа­ди развивающегося бассейна, то наиболее характерно совмеще­ние в плане зон нефтегазонакопления и очагов нефтегазообразо-вания. Однако высокая подвижность бассейнов приводит к пере­формированию ловушек и, следовательно, к ухудшению условий сохранения ранее сформировавшихся залежей.

Более древние бассейны, в которых материнские толщи про­шли ГЗН, преимущественно газоносны; современные, длительно­го развития — преимущественно нефтеносны; бассейны новей­шего формирования характеризуются процессами газообразова­ния. Большое значение имеют характер и строение нефтемате-ринских и нефтеносных толщ, их потенциал, а также роль по­крышек, особенно региональных. Для формирования наиболее крупных скоплений углеводородов большую роль играют соляные покрышки.

Среди бассейнов этого класса наиболее изученными являют­ся бассейны Суэцкого залива и Рейнский. В бассейне Суэцкого залива находится одно из крупнейших для этого класса место­рождение Эль-Морган с извлекаемыми запасами 0,2 млрд т из отложений миоцена (рис. 8.3). Скопления газа имеются и в Рейнском бассейне.

Сжеклизный класс включает 70 бассейнов, выделяемых на всех континентах мира и отличающихся значительной нефтенос­ностью, в некоторых из них находятся месторождения-гиганты. Как правило, эти бассейны являются эпирифтовыми, сформиро­ванными над более древними рифтами. Нефтегазоносные толши в этих бассейнах обычно образовались в мелководных водоемах за счет поступления обломочного материала с окружающих про­странств.

При некомпенсированном прогибании, ограниченности сно­са обломочного материала и жарком климате во внутренних час­тях бассейнов образуются богатые ОВ нефтематеринские толщи, по периферии происходит рост рифовых тел, а на склонах фор­мируются клиноформы терригенных пород.

Катагенез отложений связан с процессом последовательного погружения пород на все большую глубину и прохождением ими зон с более высокими температурами. Этому в значительной сте­пени способствует унаследованный в плане характер расположе­ния ванн прогибания различных стадий развития бассейнов. Обычно в бассейнах древних платформ с умеренной мощностью осадков преобладают нефтяные месторождения.

В пределах платформ России и ближнего зарубежья выделя­ется более десяти бассейнов. Некоторые из них располагаются на древних платформах (Балтийский, Среднерусский, Днепрово-Донецкий — последние два соединяют в себе рифтовые и синек-лизные части) и сложены главным образом верхнепротерозойски­ми и палеозойскими толщами, некоторые — на молодых плат­формах (Западно-Сибирской, Чу-Сарысуйской, Сырдарьинский) выполнены отложениями самых верхов палеозоя, мезозоя и палео­гена. В структурном отношении внутриплатформенные бассейны в нижних частях выражены грабенами — авлакогенами, а в вер­хних — обширными синеклизами.

Зоны нефтегазонакопления связаны с обширными сводовы­ми поднятиями, располагающимися над выступами фундамен­та (например, Нижневартовский и Сургутский своды Западной Сибири), или вытянутыми валами инверсионного происхожде­ния, локализующимися над грабеновыми зонами фундамента (Уренгойское поднятие над Колтогорско-Уренгойским грабеном, см. рис. 8.1).

На Западно-Европейской платформе располагаются Севе-ро-Европейский, Англо-Парижский, Аквитанский и другие бас­сейны. Крупные бассейны выделяются в Северной Америке (Пермский, Западный Внутренний, Уиллистонский, Мичиган­ский, Иллинойский, Баффинов и др.), в Южной Америке (Сред­не-Амазонский, Мараньяо, Паранский), в Африке (Иллизи и др.), в Азии (Ордос, Сычуань, Желтого моря и др.), в Австралии (Боуэн-Сурат, Восточный Внутренний и др.).

Значительное количество бассейнов находится на стадии формирования собственно синеклизы. Следует различать бассей­ны, продолжающие развиваться как области осадконакопления (Западно-Сибирский), и бассейны, уже остановившиеся в своем развитии на уровне синеклизы (Мичиганский, Иллинойский, Англо-Парижский).

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн сложен в ос­новном отложениями мезозоя и кайнозоя мощностью до 7-10 км. В бассейне, остающемся и сегодня областью седимента­ции, различаются два структурных этажа, отвечающих основным стадиям его формирования, — рифтовый и надрифтовый. Ниж­ний представляет собой систему ветвящихся грабенов, разбиваю­щих палеозойское основание и заполненных терригенно-вулка-ногенной толщей триаса и нижней юры мощностью до несколь­ких километров. Наиболее протяженными грабеновыми (рифто-выми) системами являются Колтогорско-Уренгойская, Усть-Ени-сейская, Худосейская и др. Отдельные грабены поперечными сдвигами смещены относительно друг друга. Верхний структур­ный этаж образует сплошной платформенный чехол. Он сложен морскими и континентальными песчано-глинистыми отложения­ми юры, мела, палеогена и неогена. В бассейне открыт ряд нефтяных и газовых месторождений, например Самотлор, Мед­вежье, Уренгой и другие, причем газоносными являются в основном северные районы, а нефтеносными — южные.

Хорошо изученные внутриплатформенные синеклизные бас­сейны характеризуются значительной нефтегазоносностью. При­мерами таких бассейнов служат Мичиганский, Иллинойский, Уиллистонский, в которых обнаружено около 1800 нефтяных и 500 газовых небольших месторождений. Бассейны сложены в основном толщами палеозоя мощностью 4,5-5,5 км. Еще одним примером нефтеносного синеклизного бассейна может служить Англо-Парижский, находящийся на молодой Западно-Европей­ской платформе. Обращает на себя внимание наличие в основа­нии бассейна тройного сочленения пермских рифтов (рис. 8.4). В бассейне открыто 20 нефтяных месторождений. Основной нефтеносный горизонт — известняки средней юры, а нефтепро-изводящей свитой являются глины нижней юры (тоарский ярус).

Очаг наиболее активного нефтеобразования связывается с цент­ром тройного рифтового сочленения, которое затрагивает толщи, подстилающие этот бассейн.

К подтипу окраинно-платформенных (перикратонных) отно­сятся очень крупные бассейны. Среди них выделяются два клас­са: собственно перикратонный и перикратонно-орогенный.

Пврикратоный класс включает небольше число бассейнов, хотя через стадию перикратонного погружения в своем развитии проходят все бассейны этого подтипа, в том числе и перикратон-но-орогенные. Перикратонные бассейны характеризуются нали­чием обширного, моноклинально погружающегося платформен­ного склона, зачастую открывающегося в акваторию. Платфор­менный склон может состоять из участков разновозрастной кон­солидации, разобщенных рифтовыми зонами. Последние нередко образуют тройные сочленения.

Наиболее крупными бассейнами являются бассейн Мекси­канского залива, Арктического склона Аляски, Ливийско-Египет­ский, Северо-Черноморский. Бассейн Мексиканского залива рас­положен на переработанной окраине Северо-Американского кон­тинента. Он характеризуется большой мощностью отложений (соизмеримой с мощностью в Прикаспийском бассейне). Здесь выделяются несколько нефтегазоносных комплексов, в том числе возможный палеозойский, основные нефтесодержащие мезозой-

ский и кайнозойский. В разрезе присутствует две толщи солей — юрские и олигоценовые. В качестве зон нефтегазонакопления выделяются, в частности, крупные рифовые массивы мелового возраста, такие как Золотой пояс в Мексике. На юге бассейна в зоне Реформа и в пределах ареала нефтенакопления Кампече открыты крупные скопления нефти в известняках юрского и ме­лового возраста. В этих двух районах сосредоточена основная нефтедобыча Мексиканского бассейна. На северном борту бас­сейна находится одно из крупнейших месторождений Ист-Тек-сас, в значительной мере выработанное.

Крупным и достаточно хорошо разведанным является бас­сейн Арктического склона на севере Аляски. В нем наблюдается широкий возрастной диапазон нефтегазоносности от верхнего палеозоя до третичных отложений. В гигантском нефтяном мес­торождении Прадхо-Бей наиболее богатая залежь находится в триасовых песчаниках. Верхняя часть разреза сложена меловыми и кайнозойскими породами мощностью от 4 до 6 км.

Перикратонно-орогенные бассейны на всех континентах рас­полагаются на стыках древних и молодых платформ со складча­тыми системами палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста. Количество бассейнов этого класса хотя и не очень большое (около 40 бассейнов), но среди них есть очень важные по запасам нефти и газа. К этой группе принадлежат крупнейшие по запасам нефти и твердых нафтидов бассейны: бассейн Пер­сидского залива, Западно-Канадский (рис. 8.5), Восточно-Вене­суэльский и другие, отличающиеся значительными площадями и мощностью отложений свыше 10—15 км. Обычно эти бассейны образуют вытянутые пояса вдоль складчатых горных сооружений, отделяясь друг от друга поперечными выступами фундамента. Эти бассейны первоначально представляли собой пассивные окраины континентов, граничившие с океанами. Впоследствии при образовании в краевых зонах последних орогенов их дис-тальные (примыкающие к орогенам) части испытали дополни­тельное погружение и превратились в передовые (краевые) про­гибы, а частично были вовлечены в складчато-надвиговые дефор­мации внешних зон орогенов (рис. 8.6) (как, например, западный склон Урала). В России к этому классу относятся три бассей­ны — на стыке Восточно-Европейской и Баренцево-Печорской платформ с герцинидами и ранними киммеридами Урала, Пай-Хоя и Новой Земли (Волго-Уральский, Баренцево-Печор-ский, Прикаспийский); один (Лено-Вилюйский) — на сочлене­нии Сибирской платформы с Верхояно-Колымской складчатой областью.

Месторождения нефти и газа на складчатых бортах бассейнов приурочены в основном к брахиантиклинальным складкам раз-

личной сложности, слагающими линейные зоны поднятий, а ближе к орогену и в его краевой части — к зонам надвигов, как в Скалистых горах Канады и в Восточной Венесуэле. В Северном Приуралье в такой ситуации расположено крупное Вуктыльское газовое месторождение. В платформенных частях бассейнов раз­мещение месторождений контролируется положением сводовых поднятий, инверсионных валов, флексурных зон, а также зон вы­клинивания и стратиграфического несогласия. Наблюдаются так­же зоны нефтегазонакопления, связанные с рифогенными масси­вами и соляными куполами.

Значительное сходство бассейнов, объединяемых в данную категорию, обусловливается прежде всего общей для них направ­ленностью развития, тесно связанной с эволюцией сопряженных подвижных поясов. Вместе с тем имеются и различия, которые объясняются различным временем заложения бассейнов, особен­ностями их эволюции и уровнем развития.

К группе бассейнов сочленения древних платформ и герцин-ских-раннекиммерийских складчатых сооружений относятся Прикаспийский, Волго-Уральский и Баренцево-Печорский бас­сейны, весьма сходные в своем развитии. Их рифтовая стадия по времени соответствует позднему протерозою и первой половине палеозоя и характеризуется накоплением в основном грубообло-мочных, часто красноцветных пород, заполняющих структур­но-эрозионные депрессии (грабены) фундамента. На следующей стадии, охватывающей, в основном, средний девон-средний кар­бон формируются терригенный, терригенно-карбонатный, карбо­натный осадочные комплексы. На этой стадии, характеризую­щейся длительным и устойчивым прогибанием бассейнов и катагенезом отложений, создаются особенно благоприятные ус­ловия для генерации УВ.

Поздняя стадия находит свое выражение в формировании вдоль восточной периферии бассейнов протяженной складчато-надвиговой системы и в создании вдоль нее цепочки прогибов, наложенных на платформенный чехол и частично на внешние элементы складчатой системы. Эта стадия охватывает поздний палеозой, а для северной части Баренцево-Печорского бассейна триас и юру. Распределение нефтегазоносности в бассейнах зави­сит от увеличения мощности их осадочного выполнения, форма-ционного состава отложений, геотермического режима. Нефте­носность нижних горизонтов может снижаться, а верхних — уве­личиваться. В баренцевоморской части Баренцево-Печорского бассейна основная нефтегазоносность в изученной части разреза связана с мезозоем.

Прикаспийский нефтегазоносный бассейн отличается неко­торой спецификой от смежного Волго-Уральского. Она заключа-

ется прежде всего в его огромной (примерно 20 км) глубине и от­сутствии в центральной части «гранитного» слоя земной коры.

Бассейн образовался за счет интенсивного прогибания в па­леозойское и мезозойское время юго-восточного угла Восточ­но-Европейской платформы и южной части Предуральского кра­евого прогиба. В разрезе отложений выделяются три структурных комплекса: подсолевой, солевой и надсолевой общей мощностью до 20 км (рис. 8.7). Подсолевой комплекс, охватывающий палео­зойские и, возможно, более древние отложения, изучен начиная с девона. В позднем девоне, карбоне и ранней перми (до кунгурского века) его центральная часть представляла глубоководную область некомпенсированного погружения, а вдоль южного и юго-восточного бортов протягивалась полоса карбонатных плат­форм, к которым приурочены крупнейшие месторождения угле­водородов — Тенгиз, Кашаган, Астраханское. В кунгурский и ка­занский века бассейн заполнялся мощной толщей эвапоритов, с которыми связаны многочисленные проявления соляной текто­ники в вышележащих отложениях мезозоя и кайнозоя, содержа­щих небольшие залежи нефти.

К бассейнам рассматриваемого класса относятся также Ир­кутский и Предпатомский. Эти бассейны Сибирской платформы представляют крупные синеклизы, сопряженные с краевыми про­гибами надвинутых на них байкало-каледонских сооружений. Они сложены главным образом верхним протерозоем и кембрием большой мощности, а также более молодыми отложениями палеозоя. В строении нижней части разреза значительную роль игра­ют кембрийские эвапориты, а в верхней — карбонатно-терриген-ные породы, угленосные отложения верхнего палеозоя и траппо-вые образования.

Иркутский нефтегазоносный бассейн располагается на юго-западе Сибирской платформы. В рифее он представлял собой пассивную окраину Палеоазиатского океана, в конце рифея—вен­де находился на стадии краевого прогиба, но начиная с конца венда и в раннем палеозое центры прогибания сместились на се­вер, где сформировалась Присаяно-Енисейская синеклиза. В ее пределах мощность разреза превышает 7 км, причем значитель­ная его часть (3—4 км) приходится только на вендские и кемб­рийские карбонатно-соленосные отложения.

Перикратонно-океанический подтип бассейнов пассивных ок­раин включает два класса — рифтовый и периокеанический.

Рифтовый класс составляет сравнительно малочисленную группу бассейнов, распространенных на краях континентов (Кам­бейский, Баийя, Восточно-Канадский, Индо-Шри-Ланкийский, бассейны Аденского залива, Сен-Винсент и Басе в Австралии). Они представляют собой сложные грабеновые структуры, кото­рые рассекают континентальные блоки и открываются в сторону океанов, захватывая часть подводной окраины континента. Их образование связано с дроблением континентальной коры, ее утонением до полного выклинивания (например, бассейн Аден­ского залива и др).

Для бассейнов рассматриваемого класса характерно наличие хорошо выраженного континентального обрамления. В морской части обрамлением, по-видимому, служат погребенные конти­нентальные массивы. Положение бассейна определяется сочлене­нием континентальных и прибрежно-континентальных рифтовых депрессий, параллельных или поперечных границе континент-океан, нередко образующих тройное сочленение (Камбейский бассейн). В процессе формирования они не раз становились за­ливами или дельтовыми частями крупных рек. Поэтому в их строении принимают участие терригенные прибрежно-морские, лагунные и дельтовые образования. В Восточно-Канадских бас­сейнах также получила развитие эвапоритовая толща нижнего карбона (визейский ярус).

Периокеанический класс полностью соответствует бассейнам современных пассивных континентальных окраин. Бассейны это­го класса представлены глубокими прогибами, располагающими­ся на стыке континента и океанического ложа. Таких бассейнов установлено более 50, причем 16 из них промышленно нефтега­зоносны, в том числе есть бассейны с высокой продуктивностью, образующие сравнительно узкий прерывистый пояс, окаймляю-

щий атлантическое побережье Северной и Южной Америки, Африки, индоокеанское побережье Африки, Индостана и Авст­ралии.

В сравнительно изученных периокеанических бассейнах фун­дамент их континентальной половины докембрийского и более молодого возраста консолидации. Осадочный разрез сложен пре­имущественно толщами мезозоя и кайнозоя, но также палеозоем и даже протерозоем (Австралия). Нефтеносность установлена главным образом в породах мела, палеогена и неогена. Место­рождения связаны с блоковыми поднятиями, солянокупольными структурами и нормальными антиклинальными складками.

Максимальное прогибание отмечается в пределах материко­вого склона. В направлении к материку и океану происходит подъем пород и уменьшение их мощности. В поперечном разрезе бассейны состоят из приподнятого внутреннего (континентально­го) крыла, приходящегося на побережье и шельф, осевого проги­ба и опущенного внешнего (океанического) крыла над континен­тальным склоном и подножием (рис. 8.8).

Наиболее интересные и перспективные (в том числе с круп­ными запасами) бассейны расположены на Атлантическом побе­режье Северной и Южной Америки. Это бассейны вдоль восточного побережья Канады (Лабрадорский, Ново-Шотланд­ский и др.), бразильские бассейны Сержипи (Алагоа, Сантуш, Кампуш и др.).

В бразильских бассейнах месторождения находятся под вода­ми Атлантического океана при глубинах дна до 2000 м и более.

Формирование их связывают с рифтингом и позднеюрским спредингом в Срединно-Атлантическом хребте. Отражением это­го процесса растяжения явилось дифференцированное погруже­ние блоков на окраинах континентов. После отложения богатых органическим веществом осадков и соленосных толщ на возник­ших крутых склонах формировались фэны турбидитов кайнозой­ского возраста, в их песчаных фациях находятся основные скопления нефти.

На западном побережье Африки располагается восемь бас­сейнов (Ааюн, Сенегальский, Комоэ, Нигерийский, Камерун­ский, Габонский, Ангольский и Намибский); четыре бассейна (Агульяс, Мозамбикский, Восточно-Африканский и Сомалий­ский) простираются вдоль восточного побережья Африки. Кроме того, три бассейна (Мадзунга, Мангуки и Восточно-Мадагаскар-ский) выделяются по окраинам Мадагаскара.

Среди африканских бассейнов наиболее крупными являются Нигерийский, Габонский и Ангольский, расположенные вдоль побережья Гвинейского залива; одиночные месторождения извест­ны также и в других бассейнах (Сенегальском, Комоэ, Агульяс, Сомалийском).

Нефтегазоносность Нигерийского бассейна, охватывающего в основном дельту Нигера, связана с терригенными породами мио­цена, эоцена и в меньшей степени с верхним мелом. Основные продуктивные горизонты приурочены к свите агбада. Отложения бассейна погружаются к краю шельфа и далее выходят на конти­нентальный склон. По выполаживающимся в сторону океана листрическим сбросам происходит опускание блоков или подъем между встречно направленными разрывами (рис. 8.9). Продуктив­ные горизонты залегают на глубине 1-4 км. Нефтегазоносность Габонского и Ангольского бассейнов (иногда рассматриваемых как составные части Кванза-Камерунского бассейна) связана с отложениями надсолевого карбонатного комплекса мела и терри-генньгх пород палеогена и неогена (рис. 8.10).

Бассейны этого класса установлены и в Норвежском море (Нордкап, Тромсе и др.), где основная продуктивность связана с отложениями юрской системы. В их разрезе выделяются соляно-купольные структуры. Известны также бассейны вдоль побережья Восточной Англии и Пиренейского полуострова.

Несколько осадочных бассейнов рассматриваемого класса располагаются и вдоль северной подводной окраины Евразийско­го материка в зоне сочленения с глубоководной котловиной Се­верного Ледовитого океана. Бассейны образуют протяжен­ный пояс, тянущийся с запада на восток от о. Шпицберген вдоль края Евразийского, а затем и Северо-Американского континен­тов. Все они имеют вытянутую форму и асимметричный профиль

и располагаются на шельфе и континентальном склоне. Восточнее в дельте р. Маккензи расположен одноименный газонефтяной бас­сейн с залежами в меловых и третичных отложениях (рис. 8.11).

Тип бассейнов подвижных поясов образован одним эволюци-онно-генетическим рядом бассейнов, включающим два подтипа: островодужный, подразделяемый на три класса (преддуговой,

13 Кажснова 385

междуговой, тыльнодуговой) и орогенный, объединяющий пять классов прогибов и впадин (окраинно-континентальных, меж­континентальных, периконтинентально-океанических, перикон-тинентальных и внутриконтинентальных орогенов) (рис. 8.12).

В целом для бассейнов этого типа характерна относительная краткость существования, отсутствие, как правило, унаследо­ванное™ в развитии бассейнов одного класса от бассейнов пред­шествующего класса. Данный тип бассейнов представлен преиму­щественно разновидностями, испытывающими современное ак­тивное развитие. Для них характерны:

1) сложная структура месторождений, их нарушенность раз­
рывами разного типа, углы падения слоев в десятки градусов (до
опрокинутого залегания);

2) существенное развитие терригенных коллекторов;

3) преобладание линейных сводовых или тектонически экра­
нированных залежей, нередко связанных с диапирами и грязевы­
ми вулканами.

Островодужный подтип, отвечающий активным континен­тальным окраинам, включает более 50 бассейнов северо-западной части Тихоокеанского пояса, Индонезийского и Антильско-Ка-рибского регионов.

Преддуговые бассейны располагаются на стыке между остров­ной дугой и глубоководным желобом; междуговые занимают про­гибы между активными вулканическими и остаточными островны­ми дугами. Тыльнодуговые располагаются в котловинах окраин-

ных морей, в тылу остров­ных дуг или между дугами и микроконтинентами. Для всех бассейнов этого под­типа характерно развитие мощных, (до 10 км) кай­нозойских отложений, в которых и сосредоточены скопления нефти и газа.

Преддуговые бассейны располагаются по внеш­ней периферии островных дуг. Всего выделяется око­ло 25 бассейнов — на за­паде и севере Тихого оке­ана, у Зондских островов в Индийском океане, у Антильской дуги в Ат­лантическом океане.

Преддуговые бассей­ны, по существу, отвечают самым ранним стадиям становления нефтегазо­носных бассейнов под­вижных поясов. Они сла­гаются отложениями па­леогена и неогена обычно значительной (до 5 км) мощности. Причем запол­нение отложениями зоны преддугового прогибания часто носит локальный характер (на профиле через внешний склон дуги видны карманы, заполненные осадками). Линзы мощ­ных осадков по простиранию не имеют сколько-нибудь значи­тельной протяженности. Ширина бассейнов ограничивается де­сятками километров. Бассейны сложены терригенными отложе­ниями флишевого облика, а также карбонатно-обломочными об­разованиями. Почти все бассейны относятся к категории перс­пективно нефтегазоносных, в некоторых из них известны залежи нефти и(или) газа.

Подобные бассейны выделяются вдоль Алеутской дуги (Юж­но-Аляскинский, Лисий, Якатага и др.), Курильской дуги (Кури-ло-Камчатский, Южно-Курильский), Японской дуги (Южно-Хоккайдский и Канто), дуги Рюкю (с одноименным названием), по юго-восточному внешнему склону Явано-Суматринской дуги,

вдоль восточного края Филиппинского архипелага, а также вдоль о. Новая Гвинея, Соломоновых островов, Новых Гебрид, дуг Тонга-Кермадек и Маккуори-Баллени. Вдоль Большой Зондской дуги располагаются бассейны Никобарский, Ниа, Ментава, Юж­но-Яванский и Ломбок. Бассейны Северо-Пуэрто-Риканский и Тобаго находятся в Антильско-Карибском регионе. Они сложены миоцен-плиоценовыми терригенными и туффито-терригенными отложениями.

Газовое месторождение открыто на шельфе Суматры в Нико­барском бассейне. Небольшая нефте- и газоносность отмечается в бассейнах, расположенных у южного берега Аляски, у внешней периферии Японских островов и о. Новая Гвинея.

Междуговые бассейны объединяют сравнительно небольшое количество бассейнов (около 15), расположенных между цепями островных дуг в Беринговом море, на севере и северо-западе Ти­хого океана: бассейны залива Кука, Алеутский и Бауэрса, на юге Японии (Хонсю и Симосимо); в Индонезийско-Филиппинском регионе (Кагаян, Илоимо, Центрально-Филиппинский, Сулу-Па-лаванский и др). Бассейны ограничены поднятиями островных дуг и в значительной части покрыты водами глубоких морей. Раз­рез бассейнов представлен вулканогенно-осадочными, глинис­то-кремнистыми, карбонатными и прибрежными отложениями кайнозоя мощностью 4-6 км. Процессы накопления и преобра­зования ОВ характеризуются достаточно высоким уровнем, отве­чающим уровню ГЗН. Это выражается в наличии в бассейнах не только газовых, но и нефтяных месторождений. Нефтегазообра-зованию способствуют высокие значения теплового потока, свя­занные с существованием рифтовых зон во внутренних частях бассейнов. Одним из наиболее крупных бассейнов данного клас­са является Сулу-Палаванский, сформированный отложениями палеогена и неогена мощностью до 6-8 км (рис. 8.13).

Тыльнодуговые бассейны располагаются между островными дугами и окраинами континентов и в значительной степени отве­чают глубоководным частям окраинных морей; 15 бассейнов этой категории распространены по западной периферии Тихого океана и в Карибском регионе.

Тыльнодуговые бассейны отличает значительная мощность отложений (до 10 км), стратиграфический диапазон которых охватывает иногда и часть мезозойской группы. В Охотском море располагаются Южно-Охотский тыльнодуговый бассейн, в Япон­ском — Уецу и Южно-Япономорский. Крупные бассейны выде­ляются в Южно-Китайском море, к ним отнесены Северо-Кали-мантанский и Западно-Палаванский, располагающиеся между массивом Наньша и мезозойско-кайнозойской складчатой зоной о. Калимантан. Северо-Калимантанский бассейн сложен девяти-

километровой толщей олигоцена—неогена, смятой в пологие складки. В бассейне известно около 20 нефтяных и газовых месторождений.

К орогенному подтипу бассейнов относятся прежде всего бас­сейны окраинно-континентальных орогенов. Они представляют по сравнению с островодужными следующую стадию развития подвижных поясов. Эти бассейны распространены в основ­ном по обе стороны Тихого океана, а также в Индонезийском ре­гионе.

Литогенетический спектр отложений бассейнов окраинно-континентальных орогенов очень широк: осадочно-вулканоген-ные глубоководные, прибрежно-морские, дельтовые, карбонат­ные и рифовые типы. Такая фациальная невыдержанность связа­на как с большим разнообразием условий накопления осадков в пределах бассейнов, так и с разнообразием строения их складча­того обрамления. Обрамление бассейнов морфологически выра­жено отмелями, гирляндами небольших островов, слабо всхолм­ленными континентальными блоками и относительно приподня­тыми невысокими горными хребтами. В целом бассейны имеют синклинорное строение, а обрамление представлено антиклинор-ными сооружениями.

В пределах Аляски и Северо-Востока России выделяются бассейны с широким развитием надвигов, покровов и сдвигов:

Анадырский, Наварин, Нортон, Нунивак, Бристольский. Все они лишь своими крайними частями заходят на сушу, а большая их часть находится в Беринговом море.

Южнее вдоль западной окраины Тихоокеанского пояса к этой группе относятся Сахалино-Охотский, Сахалино-Хоккайд-ский, Охотско-Камчатский, Тайваньские, а также группа бассей­нов Зондского архипелага. Из северной группы бассейнов этого класса наиболее высокой продуктивностью отличается Сахали­но-Охотский бассейн, сложенный терригенными и кремнис-то-терригенными образованиями эоцена—плиоцена. В бассейне открыто более 70 месторождений нефти и газа, среди них пять крупных на шельфе Охотского моря (Аркутун-Дагинское, Пиль-тун-Астохское, Чайвинское, Одоптинское, Луньское).

Своеобразную и очень богатую в нефтеносном отношении группу образуют бассейны, сформированные между петлевидны-ми складчато-островными цепями Зондского архипелага. Эти бассейны отличаются мощным (более 6 км) разрезом осадочных пород, представленным морскими, паралическими, дельтовыми и континентальными терригенными и карбонатными (включая ри­фы) образованиями. Общее число месторождений достигает 400, запасы нефти — 3 млрд т, газа — 1 трлн м³. Здесь выделяется пять бассейнов: Северо-, Центрально- и Южно-Суматринские, Восточно-Калимантанский и Северо-Яванский. Все они сложены образованиями палеогена—неогена. Продуктивны песчаники и известняки олигоцена, миоцена и плиоцена на глубинах от пер­вых сотен метров до 3,5 км. Причем в более высоких частях раз­реза концентрируется нефть, а ниже — газ. Высокая продуктив­ность разреза бассейнов объясняется интенсивностью теплово­го прогрева. В Центрально-Суматринском бассейне находится нефтяной гигант — месторождение Минас.

К межконтинентальным (коллизионным орогенным) отно­сятся бассейны, расположенные в пределах Альпийско-Гималай-ского пояса, отчасти среди более древних складчатых систем того же Средиземноморского подвижного пояса — киммерид и герци-нид. Эти бассейны представляют собой большей частью межгор­ные впадины. Некоторые из них располагаются на утоненной и переработанной субокеанической или даже океанической коре, либо реликтовой, либо новообразованной на орогенном этапе. Они выполнены мощными молассовыми толщами, образующими верхний структурный этаж, более нижние этажи погружены на глубины в несколько километров.

Основной разрез молодых бассейнов образован отложениями палеогена и неогена. В более древних бассейнах разрез наращи­вается снизу отложениями мезозоя и палеозоя.

Благоприятными условиями нефтегазоносности обладают крупные межгорные бассейны, располагающиеся между горными складчато-надвиговыми сооружениями, в пределах области аль­пийской складчатости (Паннонский, Трансильванский, бассейны Марокко, Испании, Ирана и в ряде других регионов). Бассейны сложены преимущественно мезозойскими и кайнозойскими об­разованиями, но нефтегазоносность связана в основном с отло­жениями нижних частей неогена и с палеогеном.

Паннонский и Трансильванский бассейны являются типич­ными представителями межгорных бассейнов альпийского пояса. К этому же классу относятся такие бассейны, как Восточно-Чер­номорский, Южно-Каспийский, Тирренский. Из этих бассейнов наибольшей нефтеносностью отличается Южно-Каспийский, ох­ватывающий акваторию Южного Каспия и сопряженные с ней Куринскую и Западно-Туркменскую межгорные впадины. Бас­сейн сложен 20-километровой толщей мезозоя и кайнозоя, из ко­торых около 10 км приходится на плиоцен-четвертичные отложе­ния. Бассейн отличается исключительно широким проявлением глиняного диапиризма и грязевого вулканизма. Основные нефтя­ные горизонты связаны с песчаниками нижнего плиоцена.

Бассейны, сформировавшиеся внутри горных складчатых систем, представляют собой синклинории или грабен-синклино-рии сложного внутреннего строения. Общее количество их срав­нительно ограниченно, но они выделяются как в альпийских складчатых зонах, так и в мезозойских и палеозойских.

Оригинальным примером может служить Венский бассейн, несогласно наложенный на зону сочленения Альп и Карпат. Верх­ний этаж представлен 6-километровой толщей неогена, сложен­ной песчано-глинистыми отложениями, нижний — тектоничес­кими покровами палеогенового и мелового флиша и юрско-мело-вых карбонатов.

Периконтинентально-океанический орогенный класс включает бассейны, расположенные вдоль Тихоокеанского побережья Аме­рики на сочленении кайнозойского горного складчатого сооруже­ния Кордильер и Анд с ложем океана. Бассейны располагаются на коре континентального типа и формируются в контрастных условиях резкого воздымания складчатого горного сооружения с одной стороны и опускания ложа океана. Активные континен­тальные окраины здесь относятся к андскому типу или являются трансформными (калифорнийские бассейны).

В пределах западной трансформной окраины Северно-Аме­риканских Кордильер в Калифорнии располагаются около 15 бас­сейнов, отличающихся чрезвычайно высокой плотностью запасов нефти. Это Лос-Анджелес, Санта-Барбара, Вентура, Санта-Мария и др. Эти бассейны имеют структуру грабенов с морфологически

четко выраженным как горным, так и подводно-грядовым обрам­лением. Бассейны сложены песчано-глинистыми, осадочно-вулканогенными и кремнистыми породами мела, палеогена и неоге­на большой (10—15 км) мощности; верхняя часть разреза по воз­расту синхронна времени горообразования. Им присущи высокие тепловые потоки, вулканизм, сейсмичность. При наличии значи­тельных объемов глинистых толщ, высоких тепловых потоков и благоприятных литолого-структурных условий бассейны заключа­ют в своих недрах около 300 нефтяных и газовых месторождений. Наиболее крупными являются бассейны Грейт-Велли, Венту-ра, Санта-Барбара, Санта-Мария, Лос-Анджелес, Салинас-Каяма и др. В строении бассейнов участвуют преимущественно терри-генные породы позднемелового, палеогенового, неогенового и четвертичного возраста. Складчатое основание бассейнов пред­ставлено в основном сильно перемятыми породами францискан­ского комплекса (юра-мел). В бассейнах Грейт-Велли и Лос-Анджелес нефтегазоносны плиоценовые, миоценовые и верхне­меловые отложения. В бассейнах Вентура-Санта-Барбара, Сан­та-Мария основная нефтеносность связана с песчаниками и кремнистыми сланцами миоцена и плиоцена.

Другими бассейнами данного класса в Центральной и Юж­ной Америке являются Гватемальский, Нарино, Западно-Перуан­ский, Южно-Чилийский. Хорошо изученный Гуаякильский бас­сейн приурочен к впадине, сформировавшейся в зоне сочленения Северных и Центральных Анд на севере Южной Америки. Он от­крывается в сторону океана. Бассейн имеет грабен-синклинорное строение и сложен карбонатными породами нижнего мела и тер-ригенными толщами верхнего мела и кайнозоя мощностью до 6-9 км. Отложения смяты в пологие складки, разбитые сбросами. В бассейне на суше и в море открыто около 30 месторождений, располагающихся на территории Эквадора и главным образом Перу. Основные продуктивные горизонты связаны с песчаниками миоцена, эоцена и верхнего мела.

Внутриконтшенталъно-орогенный класс бассейнов обязан своим возникновением импульсам сжатия, исходящим из зон конвергенции литосферных плит. Эти бассейны располагаются в пределах поясов, примыкающих к коллизионным межконтинен­тальным (Центрально-Азиатский пояс) или субдукционным окра-инно-континентальным (Скалистые горы Северной Америки) орогенам. Этот класс включает около 30 бассейнов, сосредото­ченных в основном в Азии и Скалистых горах Северной Аме­рики. В Средней Азии расположены Ферганский и Афгано-Тад­жикский нефтегазоносные бассейны. В их строении участвует мощная толща мезозойских и кайнозойских пород, в которых со­держатся скопления нефти и газа. Платформенный этап развития

отвечает мезозою и палеогену, орогенный этап связан с неогеном и квартером, когда было сформировано горное обрамление, а в бассейнах накапливались мощные молассы.

Одной из характерных черт бассейнов этого типа является нефтеносность отложений, сформировавшихся в доорогенный этап (палеозой, мезозой) или в начале орогенного этапа. Соб­ственно орогенные комплексы (неоген), как правило, малопро­дуктивны.

В 10 бассейнах Скалистых гор открыто около 1100 нефтяных и 450 газовых месторождений с запасами нефти в 1 млрд т и газа — 0,9 трлн м³. Развитие бассейнов данного класса протекало в два резко отличных этапа. Первый — платформенный с форми­рованием типичного осадочного чехла, второй — орогенный с образованием в целом крупных сводовых поднятий и межгорных впадин, на которые часть этих поднятий надвинута.

К рассматриваемому классу относится также большая группа бассейнов Китая (Джунгарский, Цайдамский, Таримский и др.). Всестороннее горное обрамление имеет Цайдамский бассейн, сложенный мезозойскими и кайнозойскими толщами. В бассейне известно 18 месторождений в отложениях олигоцена и неогена. В Джунгарском и весьма перспективном крупном Таримском бас­сейнах вероятен широкий диапазон нефтегазоносности — от па­леозоя до неогена.

Бассейны, расположенные на стыке платформ и альпийских складчатых сооружений, образуют в целом субширотную полосу к северу от альпийского пояса Европы и Западной Азии протя­женностью свыше 4000 км и шириной от 100 км на западе до 700 км на востоке. Сюда входят Каракумский, Терско-Каспийский, Азово-Кубанский, Предкарпатский и Предальпийский нефтегазоносные бассейны. Поскольку эти бассейны частично находятся на окраине платформы, то они могут рассматриваться как окраинно-платформенные (класс перикратонно-орогенных бассейнов). Но в них орогенный этап сыграл ведущую роль в формировании как структуры, так и нефтегазоносности. Поэтому предпочтительнее относить их к орогеному подтипу типа подвиж­ных поясов, выделив в качестве самостоятельного класса перикон-тинентально-орогенных бассейнов.

Типичными примерами периконтинентально-орогенных бас­сейнов являются Азово-Кубанский и Терско-Каспийский, охва­тывающие территорию Предкавказья и примыкающие части ак­ваторий Азовского и Каспийского морей. В этих бассейнах выде­ляются складчатые и платформенные борта. Сложно построенные структуры складчатых бортов надвинуты на погруженные края молодой эпигерцинской Скифской платформы. Заключительные этапы формивания бассейнов связаны с интенсивным ростом

Кавказского горно-складчатого сооружения и с накоплением мошной толщи моласс в основном неоген-четвертичного воз­раста. Разделом между бассейнами является Ставопольский свод, который представляет собой крупную зону газонакопления в тре­тичных отложениях. На складчатых бортах располагаются много­численные нефтяные месторождения, приуроченные к сложно по­строенным складкам, часто осложненным диапиризмом в связи с присутствием в разрезе мощной пластичной глинистой толщи олигоцен-раннемиоценового возраста (майкопская серия). Основ­ные продуктивные нефтеносные горизонты на складчатых бортах относятся преимущественно к палеогену в Азово-Кубанском бас­сейне и к среднему миоцену в Терско-Каспийском бассейне (из­вестные месторождения Старо-, Новогрозненское и др.). Кроме того, в Терско-Каспийском бассейне под третичными породами на складчатом борту находятся нефтяные залежи в карбонатных по­родах мезозоя — Карабулак и другие (верхний мел и верхняя юра).

На платформенных бортах основная нефтегазоносность свя­зана с платформенным чехлом мезозоя, а в Терско-Каспийском бассейне и с переходным комплексом пермо-триаса. Самым крупным из открытых месторождений являлось Озек-Суатское в Прикумской зоне поднятий. Здесь же расположены и десятки других месторождений. На платформенном борту Азово-Кубан­ского бассейна располагаются в основном газовые и газоконден-сатные месторождения, приуроченные к Каневско-Березанской и другим линейно вытянутым зонам нефтегазонакопления. Нефте­носность известна и в миоценовых отложениях.

К этой же категории относится и Оринокский бассейн на се­вере Южной Америки, в основном на территории Венесуэлы. Он расположен на погруженном крае Южно-Американской платфор­мы, на который надвинуты с севера структуры Береговых хреб­тов. Продуктивны отложения олигоцена, миоцена, плиоцена, в отдельных случаях мела. Крупнейшее месторождение Кирикири. В южной части бассейна протягивается полоса выходов миоцено­вых песчаников свиты Ориноко, с которыми связаны крупней­шие скопления мальт, асфальтов и других нафтидов, запасы ко­торых измеряются многими миллиардами тонн.

Как видно, большая часть нефтегазоносных бассейнов (и прежде всего крупных и крупнейших) относится к прогибам, имеющим рифтовую или эпирифтовую природу. По некоторым оценкам с ними связывается от 70 до 95% потенциальных и уста­новленных запасов нефти и газа. При этом преобладающая доля запасов приурочена к бассейнам пассивных окраин континентов (современных или древних).

Предложенная выше классификация отражает систематику бассейнов, исходя из направленности их развития, соотносимого с общими закономерностями формирования осадочного слоя

земной коры, однако надо иметь в виду, что не существует двух одинаковых бассейнов. Поэтому любая классификация сравни­тельно условна и может отражать лишь некоторые принципиаль­ные черты, в определенной степени их абстрагируя и формали­зуя. Выделенные стадии развития также следует рассматривать как принципиальные, которые в конкретных условиях могут объ­единяться или расчленяться. Более дробная типизации бассейнов должна учитывать тип земной коры, возраст фундаментов бассей­нов платформенных и подвижных поясов, так как этот показа­тель дает возможность определить степень подвижности, длитель­ность существования бассейна и возможный стратиграфический диапазон нефтегазоносности.

Накопленные к настоящему времени данные позволяют оце­нить общее число известных и возможных нефтегазоносных бас­сейнов земного шара примерно в 370-400. Почти в 150 из них выявлены месторождения нефти и газа. Известные в России бас­сейны показаны на рис. 8.14. Анализируя рисунок, видно, что на территории России присутствует большая часть выделенных ти­пов и классов бассейнов.