Разработке принципов геологического районирования крупных нефтегазоносных территорий в отечественной литературе уделяется большое , внимание. При этом у различных исследователей отмечается разный подход к выделению и классификации нефтегазоносных территорий.

В 1934 г. И.М. Губкин впервые сформулировал принципы выделения крупных нефтегазоносных территорий и подразделил их на геологические провинции, области и районы. И.О. Брод (1953) обосновал необходимость использования нефтегазоносного бассейна в качестве основной единицы районирования.

Эти точки зрения на основные принципы нефтегазогеологического районирования, имеющие многочисленных и непримиримых последователей, отражают два различных подхода к оценке нефтегазоносности перспективных площадей и, главное, - выбору основных направлений нефтегазопоисковых работ.

Главная задача нефтегазогеологического районирования - выделение перспективных в отношении нефтегазоносности' геоструктурных элементов и отложений в целях выбора основных объектов нефтегазопоисковых работ.

Использование нефтегазоносного бассейна (НГБ) как целостного исторически развивающегося природного образования дает много преимуществ при анализе нефтегазоносности изучаемых площадей. Однако, выделяя НГБ, некоторые исследователи (И.О. Брод и др., 1965) исключают из их состава крупные положительные структуры, являющиеся, по их определению, погребенными структурными разделами между двумя соседними бассейнами, допуская, что часто к ним приурочены крупные месторождения нефти и газа. В качестве примеров приводятся месторождения нефти и газа, связанные с мезозойскими отложениями вала Карпинского, который отделяет выделенный авторами Среднекаспийский бассейн от Северокаспийского; с палеогеновыми отложениями Ставропольского выступа, разделяющего Среднекаспийский и Азово-Кубанский бассейны, а также многочисленные и богатые по запасам месторождения нефти Цинциннатского свода, отделяющего Мичиганский и Иллинойский бассейны от Аппалачского; месторождения нефти свода Бенд, который разделяет Пермский бассейн от бассейна Мексиканского залива.

Представители второго направления чаще всего выделяют провинции, области и районы, ориентируясь в основном на современный структурный план. В связи с этим следует напомнить мнение И.М. Губкина, что нефтегеологическое районирование - это, в первую очередь, палеогеологическое районирование и что при попытке подойти к установлению нефтяных геологических провинций нужно прежде всего сразу в значительной мере отмежеваться от современной топо- и орографии и сказать, что они не являются решающими факторами распределения нефти.

А.А. Бакиров (1972), развивая основные положения И.М. Губкина, обосновал необходимость изучения историко-геологического развития нефтегазоносных территорий с тщательным анализом палеогеографических, палеогидрогеологических, фациальных, палеогеохимических условий формирования отложений и изменения этих условий в пространстве и времени.

При рассмотрении нефтегазоносных бассейнов, выделяемых в современной структуре земной коры различными исследователями (И.О. Брод и др., 1965), возникают трудности при установлении их границ. В один и тот же бассейн, как отмечает А.А. Бакиров (1972), часто включают разнородные и различные по тектоническому положению территории. Как показывают практика работы и анализ большого фактического материала, даже при выделении палеобассейнов в отдаленных геологических эпохах обычно легче устанавливаются границы их распространения и участки развития максимальных мощностей. Следует подчеркнуть также, что размеры палеобассейнов иногда значительно меньше, чем размеры современных нефтегазоносных бассейнов, выделяемых различными авторами. Это, видимо, объясняется тем, что в современный нефтегазоносный бассейн включают области крупных поднятий и устойчивых прогибаний, тогда как при историко-геологическом изучении выявляется существенное различие между этими геоструктурными элементами. Так, выделяемый И.О. Бродом и др. (1965) Северокаспийский нефтегазоносный бассейн в соответствии с историей геологического развития разделяется на устойчиво и длительно прогибавшиеся палеобассейны: Прикаспийской впадины, Предуральского прогиба и Волго-Уральской области. Последний включает в себя современные сводовые поднятия - Татарский, Башкирский, Токмовский, Жигулевско-Пугачевский, в пределах которых накопились осадочные породы мощностью не более 1,5-2 км.

Введение палеогеологического - районирования позволяет:

Выделяемые при изучении осадочных бассейнов структурно-формационные этажи соответствуют древним осадочным бассейнам, или палеобассейнам (А.Н. Дмитриевский, 1982).

Анализ схематических и структурных карт позволяет сделать вывод о том, что восточная часть Прикаспийского бассейна в палеозойское время была ареной проявления разнонаправленных движений, в различной мере затронувших те или иные блоки фундамента. До конца среднего - начала позднего девона в развитии Прикаспийской впадины имелось много общих черт с развитием остальных районов Восточно-Европейской платформы. Трансгрессия позднего девона обусловила интенсивное прогибание центральной части Прикаспийского палеобассейна. Как показывают выполненные построения, максимальная мощность осадков девонско-артинского возраста превышает 4000 м и приурочена к участкам, близкорасположенным к центральным районам впадины. В крайних восточных районах мощность этих отложений на 500 м меньше.

В ранне-среднекаменноугольное время более интенсивное -накопление осадков происходило в крайних восточных участках палеобассейна. Здесь накапливались отложения, мощность которых на 300-350 м больше, чем на участках, ближе расположенных к центральным частям палеобассейна. В конце позднекаменноугольного - начале раннепермского времени произошли горообразовательные процессы на Урале, и максимальная область осадконакопления снова переместилась в западные участки изучаемой территории с превышением мощности 300-350 м.

Подвижность разных блоков, разных ступеней фундамента не могла не контролировать процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Как показывает анализ нефтегазопроявлений, все они, в том числе и открытые месторождения, приурочены к склонам восточной ступени, а в ее пределах - к склонам выступов фундамента, обращенным "в сторону стабильно погружавшихся областей. Так, Кенкиякское месторождение связано с южными склонами Енбекского выступа фундамента. Оно приурочено к локальному подсолевому поднятию, размещенному в пределах активной области осадконакопления, существовавшей здесь в течение всего палеозоя. Аналогичные участки имеются и в северо-восточной, восточной и юго-восточной частях Жаркамысского выступа, на южном и юго-восточном погружениях Утыбайского выступа, на юго-восточном погружении Шукатского свода, в северо-восточной части Енбекского выступа. Определенную роль играют зоны сочленения блоков и отдельные блоки фундамента между Шукатским и Утыбайским, Енбекским и Каменным выступами фундамента. В этих участках также отмечены активные области осадкообразования.

Проведено также изучение особенностей размещения, эволюции и динамики палеобассейнов Сибирской платформы, послужившее основой для палеорайонирования этой территории. Были построены схемы, показывающие размещение палеобассейнов для среднего - позднего протерозоя и раннего юдомия, позднего юдомия, кембрия и ордовика, силура и девона, карбона и перми, мезозоя. Отложения указанных интервалов разделены региональными несогласиями и образуют структурно-формационные этажи в платформенном чехле.

интенсивного прогибания (с накоплением отложений мощностью более 2000-2500 м);

устойчивого прогибания (500-2000 м);

относительно замедленного прогибания (250-500 м);

замедленного прогибания (< 250 м);

1. В процессе тектонического развития Сибирской платформы и формирования ее крупных геоструктурных элементов происходила значительная дифференциация вертикальных колебательных движений, неравномерный волнообразный характер которых обусловил расчленение территории платформы на крупные сегменты, зоны, блоки, отличавшиеся амплитудами и скоростями движений. Особенно четко это фиксируется на схеме рифей-раннеюдомского времени, где отчетливо выделяются западный сегмент, испытавший наиболее интенсивное прогибание, и восточный, характеризующийся замедленным погружением.

2. Характер тектонических движений в Сибирской платформе в значительной мере зависел от поднятий в соседних горных областях. На раннем этапе развития - в протерозое - максимальная амплитуда нисходящих движений отмечалась в окраинных частях платформы.

Во второй половине каледонского цикла развития отмечается значительное сокращение областей прогибания и связанных с ними бассейнов седиментации. Эта тенденция сохраняется в течение всего герцинского, а также в начале альпийского цикла. Происходит постепенное уменьшение амплитуды движений во внутренних частях платформы и постепенное увеличение ее в северных и восточных краевых участках. 3. Характер проявления тектонических движений предопределил особенности формирования бассейнов седиментации. Отмечаются, с одной стороны, значительная унаследованность развития, с другой - изменение границ палеобассейнов. Если в позднем протерозое существовало два самостоятельных бассейна седиментации, то в раннем палеозое в едином палеобассейне отчетливо видны два (северный и южный) субпалеобассейна. Начиная со среднего палеозоя на 'территории Сибирской платформы выделяются самостоятельные палеобассейны с различной амплитудой прогибания.

По характеру формирования палеобассейны подразделяются на:
палеобассейны унаследованного развития, формировавшиеся практически в течение всего рассматриваемого геологического периода (Тунгусский, Присаяно-Енисейский);
наложенные палеобассейны, сложившиеся в отдельные заключительные этапы развития платформы (Вилюйско-Приверхоянский, Енисей-Анабарский);
палеобассейны прерывистого развития, заложившиеся в начале платформенного этапа и прекратившие свое формирование в позднепалеозойское время (Прибайкало-Ленский, Теринско-Нижнетунгусский).

4. В формировании крупных геоструктурных элементов и палеобассейнов Сибирской платформы определенную роль сыграли движения по дизъюнктивным дислокациям. На это указывают значительная протяженность и большие градиенты изменения мощностей протерозойских отложений, например, вдоль западного и восточного склонов Ангаро-Ботуобинской палеоантеклизы, расположенных параллельно юго-восточной границе платформы.

5. Выявленные к настоящему времени залежи и промышленные притоки нефти и газа на территории Сибирской платформы приурочены в основном: