Николай, в основе установленных закономерностей (я назвал их законом) нефтегазоносности с новейшей тектоникой по Южно-Мангышлакской и Северо-Бузачинской НГО лежат строгие количественных связи, установленные по результатам детальных построений карт амплитуд, градиентов амплитуд и скоростей среднемиоцен-четвертичных движений. По этим картам (масштаб построений 1:100 000 и 1:200 000) каждое известное месторождение (прогнозный объект) были охарактеризованы количественными значениями параметров активности (амплитуда, знак, градиент) неотектонических движений, которые сопоставлялись с параметрами нефтегазоносности (запасы, фазовый состав, стратиграфическое распределение запасов и др.). Результаты анализа показаны в моей диссертации (автореферат Вы видели) и ряде опубликованных статей на эту тему. Общая зональность такова: в сторону увеличения активности неотектонических движений увеличиваются запасы, стратиграфический этаж нефтегазоносности и стратиграфическая высота локализации основных запасов УВ. При этом происходит снижение газонасыщенности (за счет дегазации) и утяжеление УВ скоплений до крайних форм разрушения и окисления в пределах зон максимальных значений параметров активности (амплитуда, градиент) неотектонических движений, которые, как правило, приходятся на горно-складчатое обрамление осадочных бассейнов. В сторону снижения параметров активности (амплитуда, градиент) неотектонических движений снижаются запасы, стратиграфический этаж нефтегазоносности и стратиграфическая высота локализации основных запасов УВ. При этом происходит увеличение газонасыщенности (до чисто метановых скоплений) в пределах зон минимальных значений параметров активности (амплитуда, градиент) неотектонических движений, которые, как правило, приходятся на осевые части осадочных бассейнов.
Неотектоника - это фактор, обеспечивающий реализацию вертикальной миграции, а ее активность - масштабы разгрузки глубинных УВ.
Это идеальная форма связей, если не учитывать фактор экранирования, обеспечивающего сохранность глубинных УВ-потоков от разрушения. Если оба фактора миграция (неотектоника) и сохранность (покрышки) в одном направлении, зональность сохраняется и усиливается, в противном случае может быть нарушена и искажена. В идеале, для прогнозных целей нужно использовать оба фактора (третий генетический фактор - аккумуляция, связан с наличием и объемами ловушек УВ и обеспечивает масштабы нефтегазонакопления: часто, в силу молодости этапов структурообразования и нефтегазонакопления эти факторы действуют однонаправленно и усиливают связи). Из тех районов, по которым у меня имеются количественные параметры неотектогенеза, закономерности соблюдаются в полном объеме.
На эту тему можно почитать мои работы (см. Мои труды в Авторской):
1. Неотектонические условия размещения и методы прогнозирования нефтегазоносности (на примере Южного Мангышлака) – Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Ленинград, ВНИГРИ, 1986, 24 с (
http://www.deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_024.pdf).
2. Новое в закономерностях пространственного размещения и стратиграфической локализации углеводородов в недрах Мангышлака. - Доклады AH CCCP, т. 309, №6, 1989, c.1438-1442 (
http://www.deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_042.pdf).
3. Закономерности распределения запасов нефти и газа и перспективы нефтегазоносности п-ова Бузачи. – Известия АН Каз. ССР, серия геологическая, №5, 1992, с.81-85 (
http://www.deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_058.pdf).
4. К вопросу об эффективности нефтегеологического районирования недр на неотектонической основе (на примере Южного Мангышлака). - Геология нефти и газа, № 9, 1993, с.44-46 (
http://www.deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_062.pdf).
5. Новейшая тектоника и нефтегазоносность Запада Туранской плиты. - Геология нефти и газа, №1, 2006, c.32-44 (
http://www.deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/txt_B_26.pdf).
6. Модели распределения ресурсов УВ и новые подходы к принципам нефтегазогеологического районирования. - Дегазация Земли: геофлюиды, нефть и газ, парагенезы в системе ископаемых. Тезисы докладов международной конференции, 30-31 мая – 1 июня 2006 г.- М.: ГЕОС, 2006, с.254-258 (
http://www.deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/txt_B_27.pdf).
7. Подтверждаемость прогноза, основанного на неотектонических критериях и методике количественной оценки нефтегазоносности локальных структур (на примере Южного Мангышлака) – Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений. ВНИИОЭНГ, 2007, №11, с.23-29 (
http://www.deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_56.pdf).
Методика реализована нами на основе компьютерной реализации и по многим проектам, выполняемым для Заказчиков Западной Сибири, я осуществляю такой прогноз. Подтверждаемость очень высокая. Кстати, нефтегазоносность ДДВ (цифры распределения запасов и фазового состава по Кабышеву) находят в этих связях логическое объяснение.
Поэтому, придавая важное значение неотектоническим критериям нефтегазоносности, мы включили этот пункт в итоговую резолюцию 1-х КЧ.
Если есть цифровые значения параметров неотектогенеза, хотя бы на уровне регионально-зональных схем и карт, можно объяснить нефтегазоносность Предкарпатья на основе этих связей. Даже беглый взгляд на Вашу карту, показывает, что эта зональность подтверждается.
Голосование