К.Н. Кравченко (ВНИГНИ)

При анализе размещения наикрупнейших скоплений нафтидов (Нд) в онтогенетических элементах применяется группирование месторождений по извлекаемым начальным запасам нафтидов (млн т условного топлива), соответствующее принятому в СССР до 1983 г.: мельчайшие – < 1, мелкие – 1...< 10, средние – 10...<50, крупные – 50...<100, крупнейшие – 100... <500, гигантские - 500...< 1000, уникальные – >= 1000: ортоуникальные – 1000..<5000, суперуникальные – >= 5000. Такие понятия, как наикрупнейшие месторождения, скопления, в статье используются для обозначения их совокупностей, в которые, помимо главных – уникальных, могут входить отдельные наиболее характерные скопления гигантского и как исключение – крупнейшего размеров. В дальнейшем необходимо провести дифференциацию количественного группирования нефтяных и газовых месторождений с учетом различий коэффициентов извлечения нефти (в среднем 0,3) и газа (~ 0,85), что делается в США (Якуцени В.П., 1984). Механизм формирования наикрупнейших скоплений Нд в разных генерационно-аккумуляционных элементах бассейнов неодинаков. Большая часть уникальных и гигантских скоплений Нд связана со среднеднищевыми (глубина поверхности фундамента в оси днища >= 6 ... < 10 км) и глубокоднищевыми (>= 10 км) нафтидными бассейнами (НдБ). Общим признаком их размещения является максимальное приближение к днищу зон, где возможно крупномасштабное нафтидонакопление. Положение днищ (особенно глубоких) обычно тесно связано с зонами подъема поверхности Мохоровичича.

Размещение областей крупномасштабного нафтидонакопления определяется, с одной стороны, масштабом генерации УВ разного фазового состояния, а с другой – степенью запечатывания и емкостно-аккумуляционным потенциалом как самого днища, так и последовательно удаляющихся от него генерационно-аккумуляционных элементов, принадлежащих различным частям оболочки – мантии, коре, кайме НдБ. Определяющим является соотношение вертикального сквозьрезервуарного прорыва с латеральным (диагональным) вытеснением УВ, прежде всего инициируемым высокотемпературным нижним газом, избыточное количество которого, генерируемое в значительной мере в глубокоднищевых частях бассейна, действует в виде своеобразного поршня на УВ, образовавшиеся ранее в менее жестких термобарических условиях, особенно на нефть.

Поскольку из днища большая часть УВ обычно отжимается в оболочку НдБ, распространение наикрупнейших скоплений УВ в днище является, скорее, исключением, нежели правилом. В днищах глубоких НдБ сохранение таких скоплений обычно обеспечивается сочетанием надежного флюидораздела, препятствующего вертикальному прорыву нижнего газа, и крупноамплитудных антиклинальных ловушек, предотвращающих свободный латеральный отток УВ вверх по склону бассейна. Этот механизм действует, в частности, в рифтогенной глубокоднищевой зоне Пермского бассейна (Гомес) в глубоко погруженном карбонатном комплексе антиклинальной ловушки, запечатанном глинистыми сланцами, и на периферии соленосных батисинеклиз: Прикаспийской и Мексиканской. В последних расположенная на среднем уровне региональная соленосная покрышка экранирует уникальные скопления УВ разного фазового состояния от вертикального сквозьрезервуарного прорыва в надднище, а крупноамплитудные поднятия карбонатных рифовых платформ и одиночных рифов – от горизонтального оттеснения. В зависимости от удаления от наиболее глубокой части бассейна в днище и глубины последнего преобладают скопления либо нижнего газа (Гомес), либо газоконденсата (Астрахань), либо нефтегазоконденсата (Карачаганак), либо нефти и газа (Бермудес), либо нефти (Тенгиз). Сохранение уникального скопления нефти на месторождении Тенгиз, вероятно, связано с его положением – отгороженностью от вытесняющего воздействия на нефть нижнего газа из депоцентральной части Прикаспийской батисинеклизы более поднятой Астраханско-Актюбинской системой сводов. По-видимому, нефтяное месторождение Тенгиз питалось УВ с юго-запада, из региона акватории Каспия, а не с севера, из Прикаспийской синеклизы. Автор разделяет представления Т.Н. Джумагалиева и С.У. Утегалиева (1985), Э.А. Абля, П.Ч. Барперт (1997), что основная миграция нефти при формировании нефтяного месторождения Тенгиз шла с юга и юго-запада. Питающим УВ депоцентром служила, вероятно, Укатненская зона Северного Каспия – составная часть бассейна (который условно обозначается как Укатненско-Тенгизский), обособленная от главной, прикаспийской части Северо-Каспийского мультибассейна, условно обозначенного Прикаспийско-Поволжским НдБ (Кравченко К.Н., 1998).

Во многих глубокоднищевых бассейнах, связанных с надрифтовыми депрессиями с преимущественно терригенным осадочным выполнением и верхним положением надежных покрышек, ведущим механизмом формирования наикрупнейших скоплений УВ являются многокилометровый вертикальный сквозьрезервуарный прорыв нижнего высокотемпературного газа в кору НдБ под эту покрышку (Гронинген, Север (Катар) – в срединной надднищевой мантии, Штокман, Оренбург, Уренгой, Русанов, Шебелинка – в срединной надднищевой коре) и оттеснение преимущественно жидких УВ на окраину НдБ. Последнее происходит зачастую вдоль торцовых гребней на центроклиналь, где осуществляется дегазация секвенции(Английский термин, означающий совокупность осадков, осадочную последовательность (Найдин Д.П.,1995), в другой транскрипции сиквенс (Карогодин Ю.Н., Арментоут Д.М.,1996), что точнее отражает существо понятия по сравнению с разрезом, т.е. срезом, профилем) и формируются крупнейшие месторождения нефти в сводовых и других крупноамплитудных поднятиях (месторождения Среднего Приобья, в том числе Самотлор, Федоров), а также в каньонообразных врезах (Талинское-Красноленин).

В самых неглубоких из средне и глубокопогруженных бассейнов, содержащих уникальные месторождения УВ (Центральноалжирский НДБ - Хасси-Р'Мель, Хасси-Мессауд, НдБ Сунляо–Дацин), ось днища по поверхности фундамента погружена до 7,0-7,5 км. Решающая роль в возникновении и сохранении уникальных скоплений Нд мира принадлежит глубоко- и среднеднищевым НдБ. При этом в среднеднищевых одноэтажных и автономно-онтогенетическом верхнем этаже глубокоднищевых НдБ с меньшим вытесняющим эффектом нижнего газа концентрируется основная часть нефтяных и природно-битумных скоплений, а в глубокоднищевых НдБ – основная часть скоплений газа и конденсата.

По Г.П. Лысенину, Ю.А. Ежову, Е.Ф. Карнюку (1987, 1993), в земной коре выделяются три гидродинамические зоны: I – гидростатического давления, II – переходного давления, III – литостатического давления. В зоне III генерируется сверхвысокая энергия, передаваемая вверх по разрезу, а горная порода находится в состоянии перманентного флюидоразрыва. Основные запасы УВ приурочены к нижней части зоны I, к подзоне весьма затрудненного водообмена с хорошей сохранностью скоплений.

Предельные глубины обнаружения УВ-газов – ниже 10 км (до 15 км) (Якуцени В.П., Баркан Е.С., Тихомиров В.В. и др., 1981, 1988). На больших глубинах особенно благоприятны условия для субвертикальной миграции УВ. Максимальной газопродуктивностью в мире отличаются меловые и пермские отложения, выполняющие роль накопителей газа, поступающего из нижних частей чехла.

В.Н. Корценштейн (1977) доказал генетическую связь крупных газовых месторождений с механизмом разгазирования пластовых вод.

Основной формой дальней миграции УВ из ядра в оболочку НдБ, где концентрируется подавляющая часть уникальных месторождений, является перенос УВ (с вертикальным перемещением, достигающим нескольких километров) в газоконденсатном растворе (смеси). В пользу этого свидетельствует сближение ряда геохимических показателей нефтей и конденсатов, в том числе наиболее тесно связанных с генезисом УВ, например отношение пристан/фитан с увеличением глубин и ужесточением термобарических условий (Жузе Т.П., 1974; Кругликов Н.М., Багдасарян Л.Л., Волков Н.А. и др., 1986; Ботнева Т.А., Нечаева О.Л., Шулова Н.С., 1988; Изосимова Л.Н., Чалая О.Н., 1989; Беспалов М.Д. и др., 1991; Нечаева О.Л., 1998).

В процессе вертикальной сквозьрезервуарной миграции УВ снизу вверх происходят хроматографическое разделение (Сафронова Т.Н., Жузе Т.П., Сушилин А.В., 1986) или фракционирование (Климушина Л.П., Трофимова И.А., Виноградова А.В., 1986; Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафронова Г.И., 1983), последовательное выпадение из нефтегазоконденсатной смеси и переход в залежи относительно менее подвижных элементов: нефти, конденсата, тяжелых УВ вплоть до сухого газа (на конечном верхнем скоплении). В процессе горизонтальной (латеральной восходящей) миграции при переходе из днища на окраину и на многопластовых месторождениях окраины происходит преобразование нефтей парафинового (метанового) типа, являющихся нефтями первичной генерации А¹ (по Петрову Ал.А., 1984), в нефти типа А² и особенно Б с преобладающим нафтеновым типом. Состав нефтей изменяется при возрастающем влиянии биодеградации в условиях гипергенеза, усиливающемся с больших глубин к малым, приближенным к поверхности. Подобные изменения состава нефти по пути миграции от метановых к нафтеноароматическим были показаны Н.М.Кругликовым, Л.Л. Багдасарян, Н.А. Волковым и др. (1986). Эта позиция близка к схеме, разработанной В.А. Успенским и О.А. Радченко (1947, 1964, 1965, 1970), согласно которой "первичная" нефть – легкая, алифатическая; все многообразие нефтей зависит от окислительных, фильтрационных и бактериальных превращений.

В наиболее опущенных зонах глубоких, в частности глубокоднищевых и особенно очень глубокоднищевых, бассейнов не возникают устойчивые условия для образования месторождений УВ. Это связано с господствующим превышением пластовых давлений над давлениями насыщения и распространением УВ лишь в состоянии водорастворенных газов. Зоны развития насыщенных УВ-водорастворенных газов на этапах общего сжатия днищ бассейна могут служить источниками формирования восходящих УВ-миграционных потоков, обусловливая возникновение новых и пополнение существующих месторождений, в том числе уникальных, выше по секвенции от главного генератора УВ. Так, в Западно-Сибирском НГБ юрские отложения – главный генератор УВ – в надприглубо-коднищевых зонах бассейна почти лишены УВ-скоплений, тогда как значительная часть Нд, включая нефть, появляется в неокомских отложениях. Существенная часть газа в юрских отложениях глубокоднищевой части НГБ, вероятно, консервирована в водорастворенном состоянии.

Расстояние латеральной миграции УВ – многозначный фактор, зависящий не только от эффекта вытеснения УВ из днищ, но и от возможной дальности оттока УВ по борту НдБ. Увеличению расстояния между днищем и уникальными скоплениями Нд способствует также низкий аккумуляционный потенциал приближенных к днищу частей бортов НдБ. Наибольший отход уникальных скоплений от днища свойствен широким плоскосклонным, захороняющим УВ, бортам НдБ, в которых элементы основного аккумуляционного потенциала отстоят далеко от днища. Максимальное удаление от днища уникальных, в том числе суперуникальных, скоплений зафиксировано не в глубокоднищевых, а в среднеднищевых НдБ (Западно-Канадский НдБ – до 580 км в атабасской группе битумоскоплений; верхний этаж НдБ Персидского залива – до 360 км – Хурейс). В глубокоднищевых НдБ наиболее удаленные уникальные и суперуникальные месторождения отстоят от края днища в Оринокском, Северо-Каспийском и Западно-Сибирском бассейнах на 70 км (Ориноко, Самотлор), 150 км (Ромашкино), до 250 км (Мелекесс). Во всех случаях максимальное расстояние удаления связано с верхним на борту размещением зон с высоким аккумуляционным потенциалом, в том числе экранированных, типичных для природно-битумных скоплений. При несоответствии большого вытесняющего эффекта днища относительно малой ширине консервирующего борта избыточное количество Нд уходит за пределы бассейна и там теряется.

Распределение известных в мире 83 уникальных скоплений нефти, газа и природных битумов, отраженных, в частности, в работах [1-5], в генерационно-аккумуляционных элементах НдБ представлено в таблице и на рисунке. В общее число уникальных месторождений, помимо собственно таковых, условно включены немногочисленные недоразведанные месторождения с ожидаемыми запасами более 1 млрд т условного топлива.

Сведения о величинах месторождений нефти, газа и природных битумов взяты из работ [1-5] и других источников (Высоцкий И.В., Оленин В.Б., Высоцкий В.И., 1986; Гольдберг И.С., 1981; Несмеянов Д.В., Высоцкий В.И., 1986). В.П. Якуцени (1984) приводит следующую оценку мировых ресурсов газов, трлн м³: традиционных – 250-500, плотных формаций и углей - ~ 10³, растворенных - ~10⁵, гидратов - ~ 10⁶.

Уникальные скопления распределены неравномерно в 24 бассейнах мира. Наибольшая их доля сосредоточена в бассейне Персидского залива (36 %), значительно меньшая – в Западно-Сибирско-Анабарском нафтидном мультибассейне (НдМуБ), охватывающем, помимо собственно Западно-Сибирского НГБ, также Анабаро-Ленский и Енисей-Хатангский битумонефтегазовые бассейны (БНГБ) (23 %), еще меньшая – в Западно-Канадском БНГБ и Северо-Каспийском НдМуБ, охватывающем Прикаспийско-Поволжский, Укатненско-Тенгизский и Бельско-Ромашкинский НдБ (по 7 %). Три уникальных скопления (4 %) находятся в бассейне Мексиканского залива. По два уникальных скопления (по 2,4 %) имеются в Лено-Вилюйском, Присаяно-Енисейском, Маракаибо, Центральноевропейском и Центральноалжирском бассейнах. В остальных бассейнах: Арктического склона Аляски, Баренцевском, Западном Внутреннем, Каракумском, Ориноко, Сирт, Сунляо, Суханском и Центральносуматринском – развито по одному уникальному месторождению (всего 11 %).

Преобладание газовых и газоконденсатных скоплений в Западно-Сибирском НГБ обусловлено огромными масштабами генерации высокотемпературного нижнего газа, существенной ролью гумусового ОВ и катагенетически глубокопреобразованного ОВ сапропелевого состава в глубоком днище бассейна, мощным вытесняющим воздействием нижнего газа на нефть и относительно хорошей сохранностью от потерь на поверхности за счет развития толстой (многие сотни метров) туронэоценовой наинадежной глинистой покрышки, венчающей макроодноэтажный разрез бассейна.

Природно-битумные скопления закономерно приурочены к приподнятой восточной прианабарской периферии Западно-Сибирско-Анабарского НдМуБ, где в условиях, оптимальных для генерации жидких УВ и их незначительного вытеснения из-за умеренного развития нижнего газа, находились рифейские и нижнепалеозойские отложения, содержащие существенно сапропелевое ОВ. Вероятно, в недавнем прошлом, предшествовавшем новейшему подъему и размыву территории, здесь, на Анабаро-Оленекской антеклизе, были развиты уникальные нефтяные скопления, от которых в настоящее время сохранилась лишь незначительная часть, преобразованная в природные битумы (Анциферов А.С., Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук А.А. и др., 1981; Баженова Т.К., Белецкая С.Н., Беляева Т.К. и др., 1981; Гольдберг И.С., 1981; Клубов Б.А., 1983; Соколов Б.А., Егоров В.А., Сафронов А.Ф. и др., 1986, 1989; Конторович А.Э., Гребенюк В.В., Фрадкин Г.С. и др., 1994).

Преобладание суперуникальных природно-битумных скоплений в Западно-Канадском БНГБ произошло благодаря сочетанию ограниченного масштаба генерации и вытесняющего эффекта в умеренно погруженном (7 км) днище, малого аккумуляционного потенциала большей части плоского склона, обусловливающего дальнюю миграцию жидких УВ, и создания мощного гидродинамического барьера в зоне распространения инфильтрационных вод на краю Канадского щита (Морозов Л.И., 1980) у верхней кромки каймы бассейна, где возникли не имеющие аналогов (за исключением Оринокского пояса) по своим масштабам зоны накопления природного битума (Jardine D., 1974; Demaison G.J., 1977; Гольдберг И.С., 1981, 1983), ресурсы которых по оценке C.Outtrim, R. Evans (1978) составляют в мелу 214,6 млрд м³, в палеозое – 199 млрд м³. Они сформированы за счет дальней диагональной миграции УВ (свыше 500 км до края днища глубиной более 3 км), с частичным перетоком жидких УВ из палеозойских материнских и сингенетично битуминосных отложений в меловые эпигенетично битуминосные.

Особый интерес представляет собой распространение суперуникальных скоплений Нд (с запасами более 5 млрд т условного топлива), общее число которых в мире составляет 13. Большинство из них (61 %) находится на кайме бассейнов и представлено природными битумами (53 %) – Атабаска, Трайэнгл, Коулд-Лейк, Уобаска, Пис-Ривер – в Западно-Канадском НдБ, Ориноко – в Оринокском БНГБ, Мелекесс – в Прикаспийско-Поволжском БНГБ и преимущественно нефтью (8 %) - Гхавар - в НГБ Персидского залива. Одно суперуникальное нефтяное скопление (8 %) связано с корой поднятой части средины – Большой Бурган – в НГБ Персидского залива. Четыре суперуникальных скопления расположены в надднище и представлены газом и газоконденсатом (31 %) – Уренгой, Ямбург, Бованенко, Север (Катар) – в глубоко- и приглубокоднищевой частях НГБ: Западно-Сибирского и Персидского залива.

При этом суммарные ресурсы природных битумов и тяжелых нефтей группы Атабаска–Пис-Ривер (до 400 млрд м³) и пояса Ориноко (от 110 до 477 млрд м³ – по Гольдбергу И.С., 1981; по данным Alayeto E.A., Lender M.B., Londer L.W., 1974; Croll L.W., 1977) равновелики и даже превышают запасы всех остальных месторождений УВ мира. Для суперуникальных природно-битумных месторождений действует механизм преимущественно дальней латеральной миграции УВ до каймы плоских склонов малого аккумуляционного потенциала с формированием скоплений и трансформацией жидкой нефти в природные битумы у гидродинамических барьеров в зонах распространения инфильтрационных вод. Суперуникальные преимущественно нефтяные скопления своим появлением обязаны ограниченному эффекту вытеснения нефти нижним газом и положению эффективных гигантских ловушек либо в поднятой части околицы (Большой Бурган), либо вдали от днища на кайме (Гхавар). Для суперуникальных газовых и газоконденсатных скоплений Уренгой, Ямбург, Бованенко действует механизм вертикального прорыва нижнего газа до толстой надежной покрышки, венчающей кровлю НдБ.

2. Западно-Сибирский тип онтогенеза, определяемый избыточной массовой генерацией нижнего газа и его вертикальным сквозьрезервуарным прорывом в средине(надднище) НдБ через большую часть осадочного выполнения под надежную покрышку в кровле бассейна (газовое уникальное скопление Уренгой) с сопутствующими латеральным оттеснением и аккумуляцией уникальных скоплений нефти на его окраине, перегороженной антеклизой (околица НдБ – Самотлор). Помимо Западно-Сибирского НдБ, к этому типу относится и Баренцевский НдБ, в котором пока известно лишь газоконденсатное уникальное скопление в средине (Штокман) и прогнозируется развитие оттесненных на поднятые окраины нефтяных уникальных скоплений, наиболее вероятных на антеклизе Франца-Иосифа и, возможно, на Свальбардских сводах Персея и Федынского.

3. Северо-Каспийский тип онтогенеза с крупномасштабной генерацией нефти и газа в терригенно-карбонатном чехле и относительно низким – средним внутричехольным – положением надежной, обычно соленосной покрышки, ограничивающей вертикальный переток исходной газоконденсатной смеси из днища. В запечатанных соленосной покрышкой днищах НдБ Северо-Каспийского и Мексиканского залива в крупных подсолевых рифогенных ловушках сосредоточены все известные в мире внутриднищевые уникальные скопления, представленные газоконденсатом (Астрахань), нефтегазоконденсатом (Карачаганак), нефтъю и газом (Бермудес) и нефтью (Тенгиз). На окраинах этих НдБ развиты уникальные скопления Нд в региональных ловушках. На окраине НдБ Мексиканского залива протяженная и глубокая эрозионная ложбина Чиконтепек заполнена нефтью и газом; у верхнего края каймы Северо-Каспийского НдБ вершина Татарского свода представляет собой единое нефтяное уникальное скопление Ромашкино, а зона гипергенеза Мелекесс – палеоскопления нефти, преобразованные в природный битум. Отсутствие Нд-скоплений на околице последнего НдБ связано с ее малым аккумуляционным потенциалом из-за высокого уступа, сближающего днище с каймой.

4. Месопотамский тип онтогенеза (НдБ Персидского залива) с расчленением двумя надежными соленосными покрышками на два этажа с независимым автономным онтогенезом и отсутствием вертикальных перетоков УВ за пределы этажа и соответственно ослабленного вытесняющего воздействия на существенно нефтеносный верхний этаж нижнего высокотемпературного газа, господствующего в нижнем этаже. Снижение стратиграфического диапазона уникальных скоплений в верхнем этаже от надглубокой средины (Агаджари – Р) через поднятую часть средины (Большой Бурган – K₁al) на кайму (Гхавар – J) НдБ зависит как от уменьшения в этом направлении величины вертикального перераспределения флюидов из главного генератора УВ(J), так и от возрастания роли латеральной миграции УВ.

6. Полигеографический тип онтогенеза включает бассейны с уникальными скоплениями разного фазового состояния, в различных условиях смещенными на приподнятые элементы: межбассейновые окраинные островные поднятия (Юрубчен – нефть и газоконденсат, Ковыкта – газоконденсат) в Саяно-Енисейском НдБ, гидродинамически экранированные центроклиналь (Хьюготон-Пэнхэндл – газ) в Западном Внутреннем НдБ и моноклиналь на сочленении средины и окраины (Даулетабад-Донмез – газоконденсат) в Каракумском НдБ,а также стратиграфически экранированные антиклинальные ловушки (Хасси-Мессауд – нефть, Хасси-Р'Мель – газоконденсат) в Центральноалжирском НдБ.
7. Бенгальский тип онтогенеза с гигантским объемом и значительным эффектом преимущественно вертикального вытеснения всех Нд нижним газом, с отсутствием уникальных скоплений в НдБ в условиях неразвития надежных флюидоразделов в сверхтолстом существенно газогенном чехле.

Автор разделяет представление многих исследователей, что нефть и газ в месторождениях промышленного значения являются продуктом высокотемпературного (свыше 150-200 °С - Айсберг Р.Е., Гарецкий Р.Г., 1989; Колодий В.В., 1988; Кудельский А.В., 1974, 1982, 1987; Маевский Б.И., 1988, 1989, 1994; Марьенко Ю.И., Рыкова Н.Г., 1984) преобразования ОВ осадочной оболочки, подверженной воздействию двоякого разогрева: конуктивного (при опускании чехла сверху вниз) и конвективного геофлюидодинамического (Гуревич А.Е., 1986, 1989) тепломассопереноса, идущего снизу, из нагретых нижних оболочек Земли вплоть до мантии (Валяев Б.М., 1997; Кудельский А.В., 1989; Соколов Б.А., 1996; Хаин В.Е., Соколов Б.А., 1989, 1994, 1997). При этом согласно данным изотопных исследований (Прасолов Э.М., 1981) роль мантии как источника газа в залежах невелика – большая часть газов имеет коровое (т.е. не неорганическое, а осадочно-миграционное) происхождение. Против глубинного происхождения УВ говорит развитие в основании гидрогеологического бассейна, в непосредственной близости от консолидированной коры, слабоминерализованных, насыщенных не углеводородными, а кислыми газами солюционных вод (Колодий В.В., 1983, 1988). Основная форма переноса генерированных УВ осуществляется, скорее всего, в виде газового (Колодий В.В., 1982; Романюк А.Ф., 1982), газоконденсатного, парогазожидкостного (Маевский Б.И., 1990, 1994) раствора, обеспечивающего как эмиграцию УВ из материнских пород в коллектор за счет агрессивно растворяющей экстрагирующей роли газа (Романюк А.Ф., 1985; Семенович В.В.,1986, 1990), так и дальнейшую разномасштабную, в том числе дальнюю (латеральную и вертикальную), миграцию к залежам или очагам потерь Нд.

Quantity of unique accumulations with recoverable reserves of more than billion metric tons of naphthyde is successively increasing from core (dnyshe) to mantle and to crust due to hydrocarbon flow out of former outside. Major mechanism of forming of unique accumulations is near-vertical through-reservoir migration of HC, especially of lover high-temperature gas (in initial gas-oil-condensate system) to reliable caprock and diagonal and lateral regional migration of gas-condensate and pushing of oil away of dnyshe up of basin slopes to capacious traps. Three major genetic types of unique accumulation processes are distinguished: a)limited pushing up-away and great accumulation of oil in naddnyshe, or latter outskirts due to small pushing-away (piston-like) effect of lover gas (Maracaibo basin-type); b)through-reservoir migration of lover gas and its accumulation in naddnyshe's crust and mantle under most reliable caprocks (northern deep part of West-Siberian basin type), c)mainly long distance diagonal-lateral up-pushing-away of oil until upper edge of basin - kaima -with transformation of liquid petroleum into enormous bitumen accumulation (North-Eastern part of West Canadian basin-type, in Russia also Lena-Viluj basin). The absence of unique naphthyde accumulations in one of the world biggest Bengal sedimentary basin is because of predominance of liquid and gaseous HC losses owing to lack of reliable caprocks, efficient accumulative elements outside of middle part of the basin.

1. Кадастр зарубежных стран, обладающих природными ресурсами нефти и газа / Науч. ред. Н.А. Калинин. – Л.: Недра, 1983.
2. Карта нефтегазоносности мира. Масштаб 1: 15 000 000. Объяснительная записка / Науч. ред. В.И. Высоцкий, Е.Н. Исаев, К.А. Клещев и др. – М.: ВНИИзарубежгеология, 1995.
3. Селицкий А.Г. Геолого-экономические показатели освоения крупных нефтяных месторождений за рубежом. – М.: Недра, 1984.
4. International Petroleum Encyclopedia. - Penwell, 1983. - Vol. 18; 1996. - Vol. 29.
5. Tiratsoo E.N. Natural gas //Scientific Press LTD. – Beaconsfield, England, 1979.

1-11 – НдБ: 1-3 – днище (Дн)=ядро (Яд): 1 – глубокое (Дн_г), 2 – среднее (умеренно погруженное) (Дн_с), 3 – мелкое (Дн_м); 4-5 – мантия (Ма): 4 – срединная (надднишевая) (Ма_ср), 5 – окраинная (периферийная) (Ма_п); 6-10 – крыша (Кш): 6-8 – кора (Ко): 6 – срединная (Ко_ср), 7 – окраинная (периферийная) (Ко_п); 8-10 – кайма (Ка): 8 – периферийная (Ка_п), 9 – островная (Ка_о), 10 – периферийно-островная (Ка_п__ос); 11 – подднище (ПДн); 12-17 – наикрупнейшие скопления Нд с запасами, млн т условного топлива: 12 – газа, 13 – нефти, 14 – нефти и газа, 15 – газоконденсата, 16 – нефти и газоконденсата, 17 – природного битума: а – >=5000 (суперуникальные), б – >=1000...<5000 (ортоуникальные), в – >=100...< 1000 (гигантские и крупнейшие); наикрупнейшие скопления Нд мира (жирным шрифтом – суперуникальные, стандартным – ортоуникальные, курсивом – гигантские и крупнейшие): 1-10 – Ка_п: 1 – Атабаска, 2 – Трайэнгл, 3 – Коулд-Лейк, 4 – Уобаска, 5 – Пис-Ривер, 6 – Хурейс, 7 – Гхавар. 8 – Абкаик, 9 – Газли, 10 – Тролл; 11-13 – Ка_п-ос: 11 – Центральный Оленек (Солооли, Куойк), 12 – Восточный Анабар, 13 – Оленек; 14-16 – Ко_п: 14 – Киркук, 15 – Сафания-Хафджи, 16 – Минас; 17-18 – Ка_ос: 17 – Юрубчен, 18 – Уилмингтон; 19-42 – Ко_ср: 19 – Большой Бурган, 20 – Дацин, 21 – Кинг-Христиан, 22 – Лагунильяс, 23 – Гачсаран, 24 – Агаджари, 25 – Бочакеро, 26 – Биби-Хакиме, 27 – Шебелинка, 28 – Штокман, 29 – Северный Уренгой, 30 – Ленинградское, 31 – Оренбург, 32 – Заполярное, 33 – Уренгой-К₂s, 34 – Ямбург, 35 – Кантарел, 36 – Крузенштерн, 37 – Медвежье, 38 – Бованенко, 39 – Северный Тамбей, 40 – Харасавэй, 41 – Комсомольское, 42 – Шовел-Там; 43-47 – Ко_п: 43 – Чиконтепек, 44 – Самотлор, 45 – Ист-Тексас, 46 – Монро, 47 – Узень; 48-51 – Ка_п: 48 – Ориноко, 49 – Синское, 50 – Мелекесс, 51 – Хьюготон-Пэнхэндл; 52-53 – Ка_п._ос: 52 – Рассоха, 53 – Силигир-Марха; 54-55 – Ка_ос,: 54 – Северный Ставрополь, 55 – Ромашкино; 56-65 – Ма_п: 56 – Хасси-Р'Мель, 57 – Гиджелпа, 58 – Берри, 59 – Абу-Сафа, 60 – Шайбах, 61 – Катиф, 62 – Манифа, 63 – Зулуф, 64 – Ковыкта, 65 – Рурд-Нусс; 66-100 – Ма_ср: 66 – Ферейдун-Марджан, 67 – Бу-Хаса, 68 – Дорра, 69 – Прадхо-Бей, 70 – Шуртан, 71 – Экофиск, 72 – Статьфьорд, 73 – Хасси-Мессауд, 74 – Румейла, 75 – Ратави, 76 – Ахваз, 77 – Боливар, 78 – Раудатайн, 79 - Кингфиш, 80 – Пазанун, 81 – Дип-Бейсин, 82 – Марун, 83 – Закум, 84 – Зубейр, 85 – Малик, 86 – Вуктыл, 87 – Гронинген, 88 – Возе, 89 – Парс, 90 – Белый Тигр, 91 – Русанов, 92 – Б-структура, 93 – Средневилюй, 94 – Кенган, 95 – Южный Тамбей, 96 – Уренгой-K₁gv, 97 – Поса-Рика, 98 – Шатлык, 99 – Север (Катар), 100 – Даулетабад-Донмез; 101-103 – Ма_п: 101 – Федоров, 102 – Талинское-Красноленин, 103 – Сарир; 104-109 – Дн_м: 104 – Арун, 105 – Тенгиз, 106 – Астрахань, 107 – Карачаганак, 108 – Бермудес, 109 – Булла-море; Дн_с: 110 – Гомес