Бассейны складчатых областей характеризуются рядом общих черт нефтегазообразования, обусловленных историей их геологического развития. Высокая тектоническая активность обеспечила контрастность рельефа и относительно близкое положение источников сноса, активное поступление питательных веществ, в том числе из глубоких недр, и высокую скорость накопления осадков. Эти факторы предопределили ряд особенностей формирования НМ потенциала: 1) резкое преобладание алеритово-глинистых НГМ пород и сравнительно незначительную долю - карбонатных; 2) большие мощности (до 3 км и более) главных НГМ толщ - нижне-среднеюрской и олигоцен-нижнемиоценовой, верхнемиоценовой ; 3)огромные массы исходной биопродукции; 4) повсеместное присутствие терригенного ОВ (кероген Ш типа). Влияние высшей растительности проявилось даже в относительно глубоководных осадках; это объясняет отсутствие собственно доманикитов, хотя доманикитные концентрации и высокий генерационный потенциал отмечаются в ряде горизонтов (кумская свита Кавказского региона, курасийская свита Западного Сахалина); 5) значительные глубины бассейна седиментации, обусловившие длительное нахождение ОВ в водной колонне. С одной стороны, это привело к его биологической и физико-химической деградации, с другой - к образованию органоминеральных агрегатов, сохраняющих лабильные компоненты ОВ; 6) относительно низкую дифференциацию гранулометрической приуроченности содержаний ОВ: модальные значения концентраций ОВ в аргиллитах, алевролитах и даже в песчаниках сходны; 7) динамика вод и сложная морфология дна бассейна обусловили формирование неустойчивых окислительно-восстановительных обстановок в осадке вплоть до полной аноксии вод бассейна. Следствием этого явились большие диагенетические потери ОВ и крайне неравномерный (пятнистый) характер распределения ОВ и величин его генерационного потенциала в пределах одновозрастных НМ горизонтов.
Особенности геотермического режима молодых кайнозойских бассейнов такие, как резкие вариации в распределении кондуктивного теплового потока, неравномерный конвективный вынос тепла, неодинаковая теплопроводность пород и др., предопределили ряд особенностей в реализации НГМ потенциала. К основным относятся следующие:1) растянутая катагенетическая зональность; 2) резкая дифференциация в положении главной зоны нефтеобразования (ГЗН) и глубокое положение ГЗН в неинверсированных участках бассейнов. Так например, кровля ГЗН располагается в разных регионах на следующих глубинах: в Керченско-Таманском районе Азово-Кубанского бассейна на 4,3- 4,4 км, в Восточно-Камчатском бассейне - на 3,4-3,5 км, в разных районах Охотско-Камчатского бассейна - от 2,0 до -2,6 км, в бассейне Ниигата - от 1,3 до 3,2 км; 3) большая мощность отложений в очаге нефтегазообразования (от2 до 4,5км); 4) в составе глинистых минералов преобладание монтмориллонита, присутствие вулканогенного (пеплового) материала и, как следствие, большой "матричный эффект" - повышенная адсорбция генерированных углеводородов и их частичная отдача; 5) "лавинное" осадконакопление, широкое распространение дельтовыхи прочих терригенно-глинистых комплексов. Оно спровоцировало неполную отдачу седиментационных вод, что, в свою очередь, способствовало возникновению АВПД и формированию "закрытых" нефтяных систем (майкопская серия Кавказско-Скифского региона, пиленгская свита Восточного Сахалина. курасийская свита Западного Сахалина, ковачинская свита Западной Камчатки), а так же обусловило более широкий диапазон градаций катагенеза для генерации жидких УВ, чем обычно принимается для ГЗН (образование незрелых нефтей на ПК3); 6) формирование аутигенных нефтеносных систем с первичными -гранулярными (дагинская свита Северного Сахалина и др.) и вторичными - глинистыми и глинисто-кремнистыми коллекторскими горизонтами (майкопская серия Кавказско-Скифского региона, пиленгская свита Восточного Сахалина).
Автор: О.К.Баженова, Н.П.Фадеева, Л.Р.Дистанова, Ю.А.Петриченко, Э.Ю.Суслова, Е.Е.Тихомирова
