Основные закономерности тектонического контроля нефтегазоносности можно сформулировать следующим образом.
I. Ведущее значение структурно-тектонического фактора в нефтегазонакоплении вытекает из характера пространственного размещения нефтегазоносных областей районов и зон во всех провинциях. Однако это общее положение остается недостаточно определенным, если оно принимается вне связи с анализом современного тектонического строения и истории геологического развития конкретных регионов.
В пределах платформенных территорий зоны регионального нефтегазонакопления достаточно отчетливо разделяются на три категории в зависимости от их приуроченности к крупным геоструктурным единицам:
- 1) области и районы внутриллитных поднятий I порядка;
- 2) области и районы бортов впадин и мегапрогибов, обычно осложненных уступами, ступенями, цепочками локальных структур, полосами выклинивания, литологического замещения, стратиграфического несогласия и т. п.;
- 3) участки выступов (поднятий II порядка) в днищах впадин.
Примерами районов первой категории являются Сургутский, Нижневартовский, Северо-Ставропольский, Центральнокаракумский, Татарский, Башкирский и другие, связанные с одноименными сводами и куполовидными поднятиями.
Примерами районов второй категории служат Березовский, Шаимский, вала Карпинского, Бухарской и Чарджоуской ступеней.
К внутривпадинным нефтегазоносным районам относятся Красноленинский (Западная Сибирь), Мары-Серахский (Туркмения) и Ейско-Березанский (Предкавказье).
Видимо, в особую, четвертую, категорию нефтегазоносных земель следует отнести области соизмеримых по площади сопряженных валов и прогибов на пространстве Надым-Тазовского междуречья.
2. Во всех группах нефтегазоносных территорий нефтесборными являются прежде всего депрессии, из которых углеводороды поступают в зоны структурных и неструктурных ловушек. Отсюда ясно, что перспективы открытия богатых скоплений нефти и газа в решающей степени зависят от геотектонических позиций впадин и мегапрогибов. Наиболее высокой плотностью запасов должны обладать зоны структур, осложняющих окраинно-плитные впадины, которые переходят в синхронные геосинклинали или в области океанизации (поднятия Обь-Тазовской синеклизы, Мургабской, Азово-Кубанской, Терско-Кумской депрессий, восточного края Русской плиты и др.).
Малоперспективными и бесперспективными являются прибортовые котловины, граничащие со щитами и кряжами платформ (Омская, Тургайская, Сырдарьинская, Кулундинская, Причерноморская, Прибалтийская и др.).
Очевидно, что плотность запасов углеводородов возрастает вместе с увеличением объемов осадочного выполнения нефтесборных площадей.
3. Если морфология днища впадин и объем заполняющих эти впадины осадков предопределяют потенциальные возможности той или иной провинции, то степень концентрации углеводородов в залежах (при прочих равных условиях) зависит от геологического строения зон крупных поднятий и сопряженных с ними частных депрессий. Однако у исследователей нет достаточно твердых критериев для оценки перспектив нефтегазоносности только геоморфологическим показателям.
Так, например, К. Н. Кравченко [63], основываясь на материалах по Среднеазиатской провинции, выделяет три типа региональных структур: мелкие (поднятия и впадины, перекрытые чехлом мощностью до 1 км): среднепогруженные (структуры с мощностью чехла 1—3 км) и глубокопогруженные зоны. Среди последних обособляется несколько категорий: с глубинами 3—5, 5—7, 7—10 и 10—15 км до поверхности фундамента. Мелкие структуры неперспективны. Среднепогруженные депрессии продуцируют недостаточное количество углеводородов. Этим обстоятельством К. Н. Кравченко объясняет отсутствие месторождений нефти и газа в Приташкентском и Таласском внешнеорогенных прогибах и в Сырдарьинской синеклизе. Среднепогруженные поднятия (например, Централыюкаракумский свод) могли аккумулировать углеводороды из смежных, глубоко опущенных депрессий.
По мнению Н. Ю. Успенской [135], крупные и гигантские месторождения углеводородов связаны с зонами поднятий площадью до сотен и и тысяч квадратных километров, приуроченных к областям повышенных мощностей осадочного чехла вообще и нефтегазоносных комплексов — в частности. Н. Ю. Успенская указывает также на определенную приуроченность месторождений-гигантов к шарнирным линиям больших градиентов перепада мощностей продуктивных свит, распространение которых контролируется региональными флексурами и сбросами фундамента.
Вместе с тем известны гигантские скопления нефти и газа на малых глубинах, в зонах невысоких градиентов изменения мощностей. Очевидно, что чисто морфологические или структурно-статистические показатели нефтегазонакопления нельзя считать достаточно определенными и конкретными.
Из современного структурного плана подошвы осадочного чехла или его нижних горизонтов нельзя извлечь полную информацию о размещении нефтегазоносных территорий, стратиграфическом распределении залежей, их запасах, фазовом состоянии флюидов. И хотя положение ловушек внутри или на бортах питающих впадин, их морфология, степень общей дислоцированности пород, наличие разрывных нарушений и другие структурно-тектонические показатели определяют выбор объектов исследования при проведении поисково-разведочных работ, необходимо помнить, что связь между морфологическими параметрами структур различных порядков и нефтегазоносностью не носит характера отчетливо функциональной.
Нельзя, например, утверждать, что чем больше площадь поднятия, тем крупнее запасы залежей; что крупные сквозные поднятия обязательно являются ловушками нефти и газа в нескольких проницаемых комплексах; что если залежи открыты в верхней части разреза, то они присутствуют и в нижних горизонтах и т. п.