(По мнению редколлегии, часть терминов, используемых в статье, является редко употребляемой и не принимается многими геологами)

К.Н. Кравченко (ВНИГНИ)

Необходимость независимого применения понятий провинциальной и бассейновой систем в нафтидной геологии была обоснована ранее (Кравченко К.Н. Соотношение понятий провинциальной и бассейновой систем нафтидной геологии // Геология нефти и газа -1995 -№12 -С 34-41). Их принципиальное различие можно проиллюстрировать на примере региона, включающего Баренцевскую, Тимано-Печорскую плиты и прилегающие к ним акватерритории. Традиционно этот регион районируется либо на провинции и их подразделения (Бакиров А.А., Рябухин Г.Е., Музыченко Н.М. и др., 1979; Габриэлянц Г.А., Дикенштейн Г.Х., Капустин И.Н. и др., 1991; Дикенштейн Г.Х., Максимов С.П., Семенович В.В. и др., 1983; Золотев А.Н., Габриэлянц Г.А., Дикенштейн Г.Х. и др., 1988; Салманов Ф.К., Грамберг И.С., Клещев К.А. и др., 1994), либо на бассейны (Алиева Е.Р., Кучерук Е.В., 1987; Высоцкий В.И., Исаев Е.Н., Клещев К.А. и др., 1995; Габриэлянц Г.А., Клещев К.А., Шеин B.C., 1990; Иванов В.В., 1985, 1988; Соколов Б.А., Гайнанов А.Г., Несмеянов Д.Н. и др., 1973), а в некоторых случаях между этими понятиями ставится знак равенства [1].

При первом подходе в качестве основных подразделений обычно принимаются: Тимано-Печорская и Баренцевская (Баренцево-Карская, Баренцева моря) провинции, реже как самостоятельная Предуральская нефтегазоносная провинция выделяется краевой прогиб Уральского орогена (в составе Северо-Предуральской газонефтеносной области рассматриваемого региона) (Бакиров А.А., Рябухин Г.Е., Музыченко Н.М. и др., 1979; Успенская Н.Ю., Табасаранский З.А., 1966). Последнее представляется вполне обоснованным.

Наряду с выделением подразделений, отвечающих основным определениям нафтидных провинций и бассейнов, возникает необходимость объединения двух или более смежных провинций и бассейнов, обладающих территориальной общностью, в более крупное подразделение, уже не имеющее требуемого для провинции сходства нафтидных скоплений, а для бассейна – общности онтогенеза, в частности единства очага массовой генерации УВ – днища. Назовем подобные подразделения мультипровинциями и мультибассейнами. Последние не являются синонимами мегапровинций и мегабассейнов (Хаин В.Е., 1954; [3, с. 52, 312]). Употребление приставки мульти- в отличие от мега- подразумевает не большую размерность, а множественность, внутреннюю неоднородность более крупных подразделений по сравнению с их составляющими.

В целях унификации аббревиатура М сохраняется для мегапровинций (МП) и мегабассейнов (МБ), как это принято [3], а для мультиподразделений будет использоваться аббревиатура My – мультипровинция (МуП), мультибассейн(МуБ) с соответствующими добавлениями, характеризующими нафтиды (Нд): нефть (Н), газ (Г) и битумы (Бт): НдМуП, НГБтМуБ и т.д.

Наиболее яркий пример нафтидной мультипровинции – Западно-Сибирская НдМуП. Она состоит, по существу, из двух самостоятельных, резко различных между собой, но внутренне однородных и пространственно связанных провинций: терральной нефтеносной Среднеобской НП и акватерральной газоносной Ямало-Южно-Карской ГП, впервые выделенной В.П. Гавриловым [1]. Примером нафтидного мультибассейна может служить двухднищевый Среднекаспийский НГМуБ, имеющий минимум два днища: Терско-Каспийское и Манычское (и возможно, третье – Казахского залива), объединенных общей областью прогибания, охватывающей краевой прогиб и склон платформы. В рассматриваемом регионе к числу мультиподразделений относятся Баренцевоморская НдМуП и Баренцевский НдМуБ(Для разграничения наименований близких по положению экваториальных (мульти) провинций и (мульти) бассейнов к первым добавляется корень "мор".)

В провинциальной системе по резкому изменению всех основных показателей синтетического нафтидного районирования в регионе четко обособляются самостоятельные нафтидные провинции (НдП) и мультипровинции (НдМуП): нефтегазобитумоносная Печорская провинция (НГБтП), газонефтебитумоносные Баренцевоморская мультипровинция (ГНБтМуП) и Предуральская провинция (ГНБтП).

Северная область последней и Печорская провинция могут объединяться в Тимано-Печорскую нафтидоносную мультипровинцию (НдМуП), соответствующую одноименной нефтегазоносной провинции в публикациях Г.А. Габриэлянца, (1988), Г.Х. Дикенштейнг (1979, 1983), А.Н. Золотова (1988), К.А. Клещева (1994), С.П. Максимова (1993) (рис. 1).

Печорская нафтидоносная (НдП) – нефтегазобитумоносная (НГБтП) провинция

Геотектоническое положение. Провинция расположена на эпибайкальской внутриконтинентальной шельфовой плите, осложненной рифтогенезом на рифейском доплитном и девонском плитном этапах развития.

Осадочное выполнение. Осадочный чехол имеет умеренную (5-8 км, обычно 6 км) толщину, карбонатно-терригенный состав с четкой литологической дифференциацией. Он представлен преимущественно морскими шельфовыми карбонатными и меньше – терригенными осадками нижнего палеозоя – нижней части артинского яруса нижней перми, терригенными прибрежно-морскими паралическими угленосными верхнеартинскими – кайнозойскими осадками. Наибольшие по толщине в осадочном чехле – ордовик-триасовые отложения, наименьшие – кембрийские и юрско-кайнозойские (до 0,5-0,6 км).

Нафтидоносные комплексы. Характерен широкий стратиграфический диапазон нафтидоносности от ордовикских до триасовых отложений в четко дифференцированных карбонатно-терригенных массивных (в том числе рифовых) и пластовых природных резервуарах, отличающихся, как правило, высокими емкостными свойствами коллекторов и надежными региональными и локальными глинистыми флюидоупорами. Обычно более или менее равномерное распределение запасов нафтидов, преимущественно нефти, отмечается в карбонатных (O-D₁ ,D₃f₂-C₁t, C₁v₂-P₁ar₁) и терригенных природных резервуарах (D_1-2, D₃f₁, с₁v₁, Р₁ar₂-Т). Особенно важное значение имеет нижнекаменно-угольно-нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс, в котором сосредоточена одна треть запасов нафтидов провинции. По мере омоложения возраста отложений и в северной части провинции возрастает роль газовых скоплений.

Фазовое состояние, запасы нафтидов. В составе нафтидов резко преобладают запасы нефти. В Печорской НдП сосредоточены почти все выявленные в рассматриваемом регионе запасы нефти, измеряемые миллиардами тонн (геологические запасы), и очень незначительное количество газа и конденсата (соответственно 12,0 и 0,4 % запасов УВ). Содержание конденсата в залежах невысокое (30-70 г/м³). Провинции свойственны значительные суммарные ресурсы нефти при высокой плотности их размещения.

Скопления природных битумов многочисленны. Они связаны главным образом с нижнекаменноугольными и верхнедевонскими отложениями восточного склона Тиманской гряды, Печоро-Кол-винского и Варандей-Адзьвинского авлакогенов. Наиболее значительные месторождения природных битумов с запасами 100-200 млн. т – Войское в Печоро-Колвинском авлакогене, Нядейюское и Талотинское в Варандей-Адзьвинском авлакогене (Высоцкий И.В., Голицын М.В., Кучерук Е.В., 1991; Гольдберг И.С., 1981; Клубов Б.А., 1983; Юдин Г.Т., 1981). Месторождения представляют собой совокупности сводовых и тектонически экранированных залежей, выведенных в зону гипергенеза. Все они находятся внутри нефтегазоносной провинции. Таким образом, границы Печорской нефтегазоносной и битумонефтегазоносной провинций совпадают.

Изученность и перспективы нафтидоносности. Несмотря на сравнительно хорошую изученность Печорской НдП, имеются определенные перспективы дальнейшего наращивания ресурсов нефти и в меньшей мере – газа, главным образом в северной, Печороморской, и восточной, Хорейвер-Морейюской, нафтидоносных областях, в неантиклинальных ловушках и нижних горизонтах Печоро-Колвинской области.

Границы нафтидоносной провинции. Границами Печорской НдП со смежными провинциями служат линии резкой смены показателей нафтидрносности: на юге – внешний контур Предуральского краевого прогиба (и одноименной провинции), на севере – уступ, отделяющий Печороморский блок Печорской плиты от Куренцовской ступени и Южно-Баренцевской впадины, входящих в состав Баренцевоморской НдМуП. Принципиальные отличия Печорской НдП от других провинций региона в залегании, толщине, составе осадочного выполнения и нафтидоносности хорошо иллюстрируются на карте (см. рис. 1) и особенно на профиле (рис. 2), а также на литолого-нафтидоносных колонках (рис. 3). Внешними ограничениями Печорской НдП от бесперспективного обрамления служат контуры известного и предполагаемого исчезновения месторождений на склонах Тиманской гряды, высокоподнятой Седуяхинско-Сенгейской седловины, а также на краю Новоземельского герцинско-го коллизионного орогена (включая его погребенные поднадвиговые части).

Осадочное выполнение. Характерна значительная (10-12 км) толщина верхнекембрийско-триасового осадочного чехла, увеличивающаяся снизу вверх по разрезу от существенно карбонатных морских отложений в нижнепалеозой-нижнепермском комплексе и достигающая максимальной толщины в надугленосных частях верхнепермско-триасовых континентальных моласс.

Фазовое состояние, запасы нафтидов. Общие выявленные запасы УВ – умеренные (0,828 млрд. т), представленные в основном газом (62 %), меньше нефтью и конденсатом (по 19 %). Газоконденсатные залежи отличаются высоким содержанием конденсата (140-360 г/м³ ). Промышленных месторождений битумов не выявлено. Битумопроявления отмечались в породах коллекторов Вуктыльской газоконденсатной залежи, на ряде площадей Большесынинской впадины, а также на восточном горном обрамлении Верхнепечорской впадины в пределах западного склона Урала в доверхнепермских отложениях (Высоцкий И.В., Голицын М.В., Кучерук Е.В., 1991; Юдович Я.Э., 1975).

Важнейшие месторождения нафтидов. Единственное крупнейшее месторождение Северо-Предуральской НдО – Вуктыльское нефтегазоконденсатное – имеет запасы УВ 480 млн т, в том числе газа 335 млрд м³ (69,8 %), конденсата 192 млн т (29,6 %) и нефти 3 млн т (0,6 %). Все остальные месторождения области – мелкие, мельчайшие и редко – средние по величине запасов.

Границы газонефтеносной области. Граница между Печорской и Пред-уральской НдП проводится по внешнему контуру Предуральского краевого прогиба: в Коротаихинском и Косью-Роговском звеньях – по разрывам, ограничивающим гряды Чернова и Чернышева, в Верхнепечорском звене – по появлению толстой (от 1,5 до 7,0 км и более) верхнепермско-триасовой молассы. Восточной границей Северо-Предуральской газонефтеносной области служат Уральское и Новоземельское складчатые сооружения и их поднадвиговые части. Северо-Предуральская газонефтебитумоносная область шире газонефтеносной, поскольку битумоносная зона (промышленная значимость которой неясна) распространяется на палеозойский консолидированный фундамент западного склона Уральской горной складчатой системы.

Баренцевоморской НдМуП свойственны следующие особенности строения и нафтидоносности [1,2,5].

Баренцевоморская НдМуП четко разделяется на четыре части, три из которых, вероятно, будут рассматриваться в качестве самостоятельных провинций: Западно-Баренцевоморской, Восточно-Баренцевоморской нафтидоносных (НдП), Северо-Карскоморской перспективно нафтидоносной (ПНдП), а четвертая – в виде группы перспективных областей (ПНдО) – Северо-Норвежско-Нансенско-Северо-Баренцевской. Необходимость выделения в составе провинции Баренцева моря самостоятельных подразделений отмечалась и ранее. Так, Е.В. Захаров (1987) обособляет Западно-Баренцевскую, Восточно-Баренцевскую провинции и Северо-Карскую самостоятельную перспективно нефтегазоносную область. Ф.К. Салманов, И.С. Грамберг, К.А. Клещев и др. (1994) те же подразделения рассматривают в ранге субпровинций. Следует отметить, что площадь Северо-Карского подразделения сопоставима с другими подразделениями СНГ, выделяемыми в ранге провинций: Тимано-Печорской, Южно-Каспийской, Днепровско-Припятской.

Восточно-Баренцевоморская НдП связана с одноименным рифтогенным мегапрогибом, выполненным фанерозойским осадочным чехлом суммарной толщиной 15-20 км, в котором особо важная роль принадлежит пермотриасовому комплексу. Развитие рифтогенного прогиба обязано внедрению в континентальную кору мантийного диапира, обусловившего полный (Верба М.Л. и др., 1990) или почти полный (Дараган-Сущова Л.А., Пав-ленкин А.Д., Дараган-Сущов Ю.И., 1995) разрыв континентальной земной коры и возникновение сети многочисленных региональных сбросов, расходящихся вверх по разрезу от апикальной части диапира (см. рис .2). С севера и юга Восточно-Баренцевский мегапрогиб обрамляется поднятыми элементами: антеклизой Франца-Иосифа и Приновоземельско-Адмиралтейской ступенью с сокращенным до 3-5 км чехлом палеозоя – триаса, образующими две самостоятельные одноименные ПНдО, пространственно тяготеющие к Восточно-Баренцевоморской НдП.

Северо-Норвежско-Нансенско-Северо-Баренцевская группа ПНдО приурочена к континентальному склону Северного Ледовитого океана. Западная часть группы пространственно связана с Западно-Баренцевоморской НдП, центральная – с ПНдО Франца-Иосифа, восточная – с Северо-Карскоморской ПНдП. Указанные части группы ПНдО и самостоятельные ПНдО на рис. 1 отдельно не выделены и условно объединены с прилегающими площадями соответствующих провинций.

Осадочное выполнение. Толщина осадочного чехла Баренцевоморской НдМуП изменчивая: от незначительной (3-5 км) для поднятых межрифтовых частей до очень большой (10-20 км) для рифтовых частей. Осадочный чехол четко подразделяется на три части. Нижняя, нижнепалеозой-нижнеартинская, часть чехла – преимущественно карбонатная на большей части провинции и терригенная на западе – характеризуется умеренной (1-4 км) толщиной. Средняя, верхнеартинско-нижнемеловая, часть чехла отличается изменчивой толщиной. В опущенных структурах она формирует основную по толщине (до 10 км и более) и рифтогенную по происхождению пермотриасовую часть колонки, сложенную терригенными существенно морскими осадками с прослоями углей и базальтов. На поднятиях средняя часть колонки становится неполной по стратиграфическому объему и сокращается в толщине до сотен метров – первых километров, а в ее составе возрастает роль континентальных осадков. Верхняя часть чехла сложена маломощными (десятки – первые сотни метров) верхнемеловыми – кайнозойскими морскими и континентальными терригенными осадками.

Региональные структуры, контролирующие нафтидоносность. Тип региональных нафтидоносных структур зависит от их положения в общей структуре региона. Преобладают межвпадинные седловины в рифтогенном Восточно-Баренцевском мегапрогибе; межсводовые рифтовые прогибы, антеклизы, своды и их склоны в Западно-Баренцевоморской НдП и Северо-Карскоморской ПНдП; структурные и палеогеографические осложнения на континентальном склоне Евразиатского континента, на его сочленении с Северным Ледовитым океаном.

Фазовое состояние, запасы нафтидов. Из выявленных в настоящее время скоплений УВ главенствующую роль играют газоконденсатные залежи с низким содержанием конденсата (4-14 г/м³) в юрских отложениях, менее распространены газовые залежи в триасовых и юрских отложениях. Суммарные выявленные запасы УВ составляют около 3,13 млрд т (газ 3,11 трлн м³, или 99,2 %, конденсат всего 26 млн т, или 0,8 %). Все они сосредоточены в Восточно-Баренцевоморской НдП. В западной части Баренцевоморской НдМуП промышленные притоки газа и нефти получены в грабене Хаммерфест в триасовых, юрских (Аскеладден, Сневит) и меловых (склон свода Лоппа) отложениях, а также на архипелаге Шпицберген в Баренцбургской угольной шахте в палеогеновых отложениях.

Важнейшие месторождения нафтидов. Почти все выявленные запасы УВ Баренцевоморской НдМуП сосредоточены в супергигантском Штокмановском месторождении (2,88 млрд м³ газа, 26 млн т конденсата); помимо этого, крупнейшим является Мурманское газовое месторождение (121 млрд м³ ). Не до конца ясны, но, скорее всего, очень значительны ресурсы недавно открытых Ледового газоконденсатного и Лудловского газового месторождений. По данным А.В. Борисова, И.А. Таныгина, В.С. Винниковского, И.А. Борисовой (1995), Ледовое месторождение относится к числу уникальных, Лудловское – крупных. Вниз по разрезу Штокмановского месторождения в составе газа происходит увеличение содержания конденсата и тяжелых УВ соответственно от 4,8 г/м³ и 2,13 % в верхнекелловейских отложениях в пласте Ю₀ до 14,1 г/м³ и 4,55 % в аален-байосских отложениях в пласте Ю₃ (Захаров Е.В., Юнов А.Ю., 1994; Таныгин И.А., 1995).

Специфична граница Баренцевоморской НдМуП в области ее сочленения с Новоземельским орогеном. Граница битумонефтегазоносной (БтНГМуП) и нефтегазоносной (НГМуП) мультипровинции здесь раздваивается. Граница БтНГМуП заходит на северный край Новоземельского орогена, охватывая известные здесь многочисленные выходы на поверхность природных битумов. Поверхностная граница НГМуП совпадает с краем Новоземельского орогена, а на глубине провинция расширяется за счет погребенного осадочного чехла в предполагаемой поднадвиговой части Баренцевской плиты (см. рис. 1).

В акватории Северного Ледовитого океана вне рассматриваемого региона на океанской земной коре расположены Норвежско-Пригренландская и Евразийская Ледовитоокеанская провинции с невыясненными перспективами нафтидоносности (НВПП) (см. рис. 1). Чехол этих провинций представлен в основном неуплотненными кайнозойскими осадками, в которых прогнозируются гигантские скопления газогидратов (Max M., Lowrie A., 1993).

1. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики / Под ред. В.П. Гаврилова. - М.: Недра, 1993.
2. Моря Советской Арктики / Под ред. И.С. Грамберга и Ю.Е. Погребицкого // Геологическое строение СССР и закономерности размещения полезных ископаемых. - Л.: Недра, 1984. - Т.9.
3. Словарь по геологии нефти и газа /Отв. ред.-сост. К.А. Черников. - Л.: Недра, 1988.
4. Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Печорской плиты /В.А. Дедеев, Л.З. Аминов, В.Г. Гецен и др. - Л.: Наука, 1986.
5. Arctic geology and petroleym potential /Edited by T.O. Vorren et al.// Norwegian Petroleum Society, Sp. Publ, № 3. - Amsterdam: Elsevier, 1993.

There appears necessary to distinguish in region both province's and basin's subdivisions. Naphtyde (i.e. petroleum, or oil-gas-tar) provinces are distinguished by similarity of naphtyde characteristics, such as stratigraphic interval of naphtyde-bearing horizons, type of regional structures and local traps, predominance of liquid, gaseous or solid composition of naphtyde in fields, total quantity and oil-gas-tar ratio of recour-ces, etc. Naphtyde basins are distinguished by unity of naphtyde ontogeny: their appearance in common depocenter of mass hydrocarbon (HC) generation ("dnyszhe" - bottom of basin), ascending HC migration upward of basin's slopes upto the crests of latters, change of HC phase composition on the way of their migration in different zones of accumulation (lower gas - oil - upper gas - tar, disturbing due to interflows) and losses of naphtydes in zones of hypergene-sis and erosion. In province system of zoning in region following great subdivisions are distinguished: three provinces connected to regional uplifted platform structures with known (Pechora) or expected (West Barents Sea, North Kara Sea) predominance or relatively high percentage of oil in naphtyde resources and two provinces connected to deeply subsided foredeep and riftogene structures, mainly gas bearing (East Barents Sea and Cis-Ural). In addition to these provinces two bigger subdivisions (Timan-Pechora, Barents Sea) due to their common onshore-offshore areal position can be distinguished as multiprovinces. Latters are usually considered by many authors as provinces in spite of great distinction of naphtyde characteristics inherent to different parts of multiprovinces.

1- вненефтегазопровинциальные и вненефтегазобассейновые пространства бесперспективные на нефть и газ акватерритории, 2 - предполагаемые поднадвиговые части орогенов столкновения - вероятные погребенные продолжения нефтегазоносных провинций и бассейнов, 3-5 - границы 3 - нефтегазоносных провинций и мультипровинций, 4 нефтегазоносных бассейнов и мультибассейнов (возрастными индексами обозначены границы НГБ, не совпадающие в плане в разновозрастных нефтегазоносных комплексах), 5 - совпадающие для НГП и НГБ, 6 - внешние контуры распространения природных битумов на складчатых обрамлениях нафтидоносных провинций и бассей нов, 7 - межбассейновые гребни на бесперспективных акватерриториях, 8 - изогипсы поверхности фундамента, км, 9 основные разломы, 10 области возможного распространения нефтяных и нефтегазовых скоплений (буквы в кружках): а - Печороморская, б - Франца Иосифа-Белый, в - Воронина, г - Литке, 11 - линия профиля, I - IX - подразделения провинциальной системы (мультипровинций (МуП), провинции (П) и области (О) нафтидоносные (НдМуП), НдП, НдО), перспективно нафтидоносные (ПНдП, ПНдО), невыясненных перспектив (НВПП, НВПО) I-III Баренцевоморская НдМуП (I Западно-Баренцевоморская НдП, II- Восточно-Баренцевоморская НдП, III - Северо-Карскоморская ПНдП), IV, V Тимано-Печорская НдМуП (IV - Печорская НдП, V Северо-Предуральская НдО Предуральской НдП, VI Мезенская ПНдО, VII - Западно-Сибирская НдМуП, VIII Норвежско-Пригренландская НВПП (VIII₁ Лофотенско-Аткинская НВПО, VIII₂ - Пригренландско-Бореасская НВПО), IX Евразийская Ледовитоокеанская НВПП (IХ₁ - Нансенская НВПО, IХ₂ - Амундсенская НВПО), 1 - 15 - подразделения бассейновой системы (мультибассейны (МуБ) и бассейны (Б) (цифры в кружках) нафтид-ные (НдМуБ, НдБ), перспективно нафтидные (ПНдБ), возможно нафтидные (ВНдБ) 1-6 - Баренцевский НдМуБ (1,2 - Западно-Баренцевская группа ПНдБ 1 - Надеждинский ПНдБ, 2 - Нордкапский ПНдБ, 3 - Восточно-Барен невский НдБ, 4 6 Северо-Карская группа ПНдБ 4 - ПНдБ Воронина, 5 - ПНдБ Седова, 6 - ПНдБ Арктического института), 7 - Ухтинский НдБ, 8 - Мезенский ПНдБ, 9 - Западно-Сибирский НдМуБ, 10-12 - Северо-Норвежская группа бассейнов (10 - НдБ Тромсе-Хаммерфест, 11 - ПНдБ Бьерне, 12 - Лофотенско-Аткинский ВНдБ), 13 Восточно-Гренландский ВНдБ, 14 - Нансенский ВНдБ, 15 Амундсенский ВНдБ, А-Л - бесперспективные акватерритории А Шпицбергенская каледонская коллизионная складчатая система, Б Северо Таймырский (Северо-Карский) выступ (массив) байкальского фундамента, В - Северо-Земельский выступ каледонского фундамента, Г - Северо-Скандинавская (каледонская) коллизионная складчатая система, Д Балтийский добайкальский щит, Е - Тиманская эпибайкальская гряда, Ж - Уральская герцинская горная складчатая система (коллизионный ороген), З - Новоземельская герцинская горная складчатая система, И Быррангская герцинская коллизионная складчатая система, К срединно-океанский хребет Мона-Книповича Л срединно-океанский хребет Гаккеля.

1 - основные разломы а установленные, б - предполагаемые, 2 консолидированная земная кора а - континентальная, б - океанская, 3 - ультрабазитовые мантийные диапиры, 4 - гранитоиды, 5 офиолиты - габбро-гипербазитовая палеоокеанская ассоциация, 6 - раннегерцинский складчатый комплекс уралид, 7 - вода.

Породы: 1 - грубообломочные, 2 - песчаники, 3 - песчано-глинистые, 4 - алевролиты, 5 - глины, 6 - известняки, доломиты, 7 - глинистые известняки, мергели, 8 - ангидриты, 9 - соль, 10 - уголь, 11 - базальты, 12 - сероцветные, 13 - красноцветные; 14 - консолидированный фундамент; 15 - несогласия; 16 - вода; природные резервуары: 17 - терригенные преимущественно коллекторские, 18 - терригенные песчано-глинистые (коллекторско-флюидоупорные), 19 - терригенные песчано-глинистые уплотненные (с низкоемкими коллекторами и ненадежными флюидоупорами), 20 - карбонатные преимущественно коллекторские, 21 - терригенно-карбонатные разной емкости и флюидоупорных свойств, 22 - низкоемкие карбонатные коллекторы и ненадежные глинисто-карбонатные флюидоупоры; 23 - надежные эвапоритовые и глинистые покрышки; выявленные скопления УВ (а - нефти, б - газа, в - конденсата, г - битума): 24 - уникальные, 25 - гигантские, крупнейшие, 26 - крупные, средние, мелкие; 27 - нефтепроявления; 28 - битумопроявления