|
© В.П. Гаврилов, 2005 |
СОВРЕМЕННЫЕ ТЕНДЕНЦИИ В ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА
В.П. Гаврилов (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)
Геология нефти и газа как самостоятельное научное направление насчитывает без малого 150 лет. За этот период накоплены огромный практический опыт и обширные теоретические знания, которые заложены в основу поиска и разведки месторождений нефти и газа. Главным постулатом, который определял и определяет направление поисково-разведочных работ, является осадочно-миграционная модель образования нефти и газа. С ее помощью было выявлено более 30 тыс. месторождений УВ в различных нефтегазоносных бассейнах мира, создана мощнейшая мировая индустрия нефти и газа. Однако классическая теория не отражает всей многообразной природы геологии нефти и газа, ограничивает теоретический кругозор специалистов, не позволяет выявлять новые (нетрадиционные) объекты поиска.
В последние 15-20 лет в геологии нефти и газа были получены дополнительные импульсы развития благодаря новым данным и отдельным вспышкам теоретической мысли, которые связаны с геодинамическими подходами в этой области (В.Е. Хаин, О.Г. Сорохтин, К.А. Клещев, В.С. Шеин, В.П. Гаврилов и др.). Не отвергая классического наследия прошлого, т.е. осадочно-миграционную теорию, целесообразно дополнить и расширить ее современными тенденциями для понимания сложного, многофакторного и порой противоречивого процесса образования нефти и газа и формирования их залежей. Затронем лишь три наиболее главных, с нашей точки зрения, вопроса: генезис нефти и газа, глобальные закономерности распределения залежей в земной коре и новые нетрадиционные объекты поиска УВ-сырья.
В качестве возможной альтернативы классической осадочно-миграционной модели образования нефти и газа в последние годы выдвигается геодинамическая (микстгенетическая) модель, в основе которой заложено представление о тесной генетической связи “рождения” нефти и газа с глобальными, циклически повторяющимися событиями - раскрытием и закрытием океанов.
Этапы геологической истории океанов от их зарождения до закрытия и образования на их месте континентальной суши объединены в крупные тектонические циклы, известные как циклы Вильсона продолжительностью около 600 млн лет. Дополняя эти океанические циклы континентальной историей развития литосферы, была предложена концепция геодинамической цикличности эволюции литосферы (Гаврилов В.П., 1989). Полный геодинамический цикл эволюции литосферы состоит из двух крупных этапов: образования океанов (океаногенез) и континентов (континентогенез). Эти этапы в свою очередь состоят из стадий, которые разделяются на фазы (рис. 1).
Новое толкование цикличности развития литосферы, геологического существа этапов, стадий и фаз, их последовательности позволяет по-иному осмыслить и взаимосвязанные с ними процессы формирования месторождений нефти и газа.
Каждая из выделенных стадий и фаз характеризуется специфическим геодинамическим режимом недр, что в значительной степени предопределяет течение процессов генезиса УВ и накопление их залежей.
Для нефтегазообразования наиболее благоприятны фазы морского рифта, частичной и полной субдукции (субдукционно-обдукционная фаза) (см. рис. 1).
Этот вывод основывается на двух основных доводах:
формирование в течение этих фаз значительных масс осадочного материала с органическими остатками на относительно ограниченных площадях;
высокая термическая и сейсмотектоническая активность недр, что является определяющим фактором быстрой (в геологическом смысле времени) трансформации ОВ в УВ-газ и капельно-жидкую нефть.
Кроме того, указанные фазы эволюции литосферы характеризуются максимальной раскрытостью недр, что создает благоприятные условия для взаимного обмена флюидами поверхностных и глубинных сфер.
В соответствии с этим предлагается выделять два основных механизма (модели) “производства” нефти: субдукционно-обдукционный и рифтогенный.
Субдукционно-обдукционная модель нефтегазообразования характерна для зон субдукций, расположенных по окраинам океанов, и коллизионных зон столкновения континентов при закрытии океанических бассейнов. Она предусматривает накопление огромных масс осадков с рассеянным ОВ (аккреционные призмы), их затягивание непосредственно в зону поглощения, где отмечаются жесткие термобарические условия. Находясь под действием высоких температур (100-400 °С) в течение 1-2 млн лет, ОВ попадает в очень благоприятную для нефтегазообразования ситуацию, сопоставимую с ее искусственной перегонкой в лабораторных условиях, где за короткий отрезок времени, но при сильном температурном воздействии можно получить синтетическую нефть. Рассеянная капельно-жидкая нефть и газ мобилизуются и вовлекаются в общий глубинный водоминеральный поток термальными водами, которые возникают при дегидратации океанической литосферы в зонах субдукции (Сорохтин О.Г., Ушаков С.А., 2002). Избыточное давление термальных вод поддерживается постоянной мобилизацией и перегревом поровых вод океанических осадков, а также вод, освобождающихся при дегидратации коры. По мере удаления от зон поддвига температура и давление термальных вод уменьшаются, замедляется и скорость фильтрации водоминерального потока. Создаются условия, благоприятные для аккумуляции УВ в залежи.
Образование нефти и газа по субдукционно-обдукционной модели не предусматривает обязательного наличия особых нефтегазоматеринских пород. Возникновение УВ-флюида будет происходить по мере погружения океанической плиты в мантию.
Следует различать два основных механизма поддвига, приводящих к генерации УВ. Первый обусловлен поддвиганием океанической плиты под островные дуги или континенты (субдукция), а второй - надвиганием островной дуги или края континента на пассивную окраину другого континента (обдукция). Второй механизм, по-видимому, более нефтеобильный и по масштабам образования нефти существенно превосходит первый.
Рифтогенная модель нефтегазообразования подразумевает накопление мощной толщи осадков (10-12 км) вначале в континентальных, а затем в условиях межконтинентальных морей. Застойный режим осадконакопления благоприятствует формированию глинистых пород, обогащенных ОВ в восстановительной геохимической обстановке (нефтегазоматеринские свиты).
Высокий тепловой поток, который идет от приближенной к подошве литосферы горячей мантии (астеносферный выступ), активизирует процессы переработки ОВ в капельно-жидкую нефть. В этой ситуации вовсе не обязательно, чтобы нефтегазоматеринские породы были погружены на значительную глубину. Образование нефти и газа в условиях высокой активности недр может начаться и активно протекать уже в донных осадках, как, например, в "горячих ямах” Красного моря в современных условиях.
По мере своего развития внутриконтинентальные рифты трансформируются в океанические бассейны с центрами спрединга. С двух сторон формирующегося океана возникают пассивные окраины континентов, представляющие собой фрагменты начальных рифтовых осадочно-породных бассейнов.
Если процессы рифтогенеза не сопровождаются раскрытием океана, а останавливаются на фазе рифта, то над рифтовыми структурами обычно закладываются крупные впадины (синеклизы). Внутри континентов формируются региональные зоны нефтегазонакопления рифтогенного типа (например, месторождения Западной Сибири и Северного моря). Таким образом, рифтогенные геодинамические режимы могут проявляться внутри континентов и быть внутриконтинентальными, а могут затрагивать и пассивные континентальные окраины и являться как бы окраинно-континентальными.
Наряду с рассмотренными двумя основными геодинамическими режимами, во многом определяющими “рождение” нефти в литосфере, не отвергается существование традиционной депрессионной, или бассейновой модели нефтегазообразования, которая характерна для ряда крупных внутриплатформенных и межгорных впадин, не осложненных рифтогенезом. В отличие от субдукционно-обдукционного и рифтогенного режимов, депрессионный отличается относительно меньшей прогретостью недр и, следовательно, более “вялым” течением процессов нефтегазообразования. Для их активизации исходным осадкам требуется погрузиться на глубину 2-3 км, т.е. попасть в наиболее благоприятные термобарические условия (в главную зону нефтегазообразования, по Н.Б. Вассоевичу).
Экспертные оценки показывают, что в ареалах действия субдукционно-обдукционного геодинамического режима генерировалось до 80 % всех выявленных мировых запасов УВ-сырья, тогда как под влиянием рифтогенного режима образовалось приблизительно 15 % запасов и лишь 5 % приходится на долю депрессионного режима.
Важным преимуществом рифтогенной и субдукционно-обдукционной моделей нефтегазообразования является раскрытость недр, что предопределяет взаимный флюидный обмен поверхностных и глубинных сфер. При этом в низах коры создаются благоприятные условия для гидротермального синтеза метана за счет термической диссоциации океанической воды и растворенного в ней углекислого газа при участии железистых оливинов (Сорохтин О.Г., Ушаков С.А., 2002). Нельзя исключать также возможность образования УВ-соединений по механизму, предложенному узбекскими (Абидов А.А. и др., 2004) или украинскими (Кичка А.А., 2004) учеными.
Таким образом, представляется весьма вероятным существование в земной коре, гидросфере и атмосфере двух УВ-потоков: органического и неорганического, которые в своей эволюции испытывают взаимное проникновение и смешение.
На современном этапе развития учения о геологии нефти и газа необходимо признать многофакторность и многовариантность процесса генезиса нефти и газа, отказаться от противостояния “органиков” и “неоргаников”. Образование УВ обусловлено различными причинами, носит смешанный (микстгенетический) характер. Изложенную концепцию образования нефти и газа предлагается называть геодинамической моделью.
Исходя из геодинамических (микстгенетических) представлений о генезисе нефти и газа, целесообразно скорректировать устоявшиеся представления о некоторых закономерностях распределения месторождений нефти и газа в земной коре и объектах поисково-разведочных работ.
Характерной тенденцией современного этапа развития геологии нефти и газа являются пересмотр глобальных закономерностей пространственного распределения месторождений нефти и газа в земной коре и вытекающая из этого корректировка подходов к нефтегазогеологическому районированию недр. В качестве определяющей закономерности рядом ученых рассматривается поясное распространение нефтегазоносных территорий (В.Е. Хаин, Д.В. Несмеянов, В.П. Гаврилов и др.).
Под поясом нефтегазонакопления нами понимается ассоциация территориально близких нефтегазоносных провинций (бассейнов) или областей, в пределах которых образование и накопление нефти и газа протекали под влиянием определенного геодинамического режима (Гаврилов В.П., 1984). В связи с этим предлагается выделять пояса нефтегазонакопления субдукционно-обдукционного, рифтогенного и депрессионного типов (см. рис. 2 на с. 38).
Субдукционно-обдукционные пояса нефтегазонакопления располагаются по окраинам платформ - в прошлом зон столкновения литосферных плит. В современном тектоническом плане им соответствуют линейные прогибы, вытянутые вдоль контакта платформенных равнин с горными системами (передовые прогибы), а также смежные платформенные склоны, в совокупности образующие краевые системы. К таким поясам относятся Предуральско-Предновоземельский (Баренцево-Каспийский), Предкордильерский, Предверхоянский, Восточно-Сибирский, Африкано-Индийский и др. В настоящее время они располагаются внутри континентов, но в период “рождения” нефти и газа и первичного формирования их залежей представляли собой континентальные окраины, по периферии которых протягивались зоны поддвига, и образование УВ протекало по субдукционно-обдукционной модели. В зависимости от времени образования различают палеозойские, мезозойские и кайнозойские пояса нефтегазонакопления. Причем в пределах последних процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления еще далеко не завершены, а образующиеся УВ-соединения находятся большей частью в дисперсном (рассеянном) состоянии (Восточно-Азиатский пояс).
Рифтогенные пояса протягиваются либо по окраинам современных материков (окраинно-континентальные), либо располагаются внутри них (внутриконтинентальные). Образование нефти и газа в их пределах происходило в соответствии с рифтогенной моделью. Пояса этого типа также отличаются друг от друга временем заложения и развития. Рифтовые системы, которые в процессе своей эволюции не трансформировались в океаны и в современной структуре земной коры представлены внутриконтинентальными рифтами, образуют внутриконтинентальные рифтогенные пояса нефтегазонакопления (Североморский, Западно-Сибирский и др.).
Если рифтовые системы в процессе своего развития преобразовывались в океанические бассейны, то внутриконтинентальные системы рифтов оказывались разобщенными с симметрично удаленными друг от друга фрагментами. В современной структуре земной коры им соответствуют окраинно-континентальные рифтогенные пояса нефтегазонакопления (Восточно-Североамериканский, Западно-Европейский, Восточно-Южноамериканский, Западно-Африканский и т.д.).
Депрессионные пояса нефтегазонакопления в настоящее время можно выделить во внутренних областях некоторых континентов. Созревание ОВ в их пределах полностью зависело от времени попадания потенциальной нефтегазоматеринской толщи в главную зону нефтегазообразования, что определяется глубиной погружения исходного пласта. В связи с этим начало процесса нефтегазообразования затягивалось, а сам процесс протекал сравнительно медленно, зачастую полностью не реализуя нефтегазопроизводящий потенциал осадков.
В поясах нефтегазонакопления пространственная концентрация месторождений нефти и газа крайне неравномерна. На фоне рассеянной нефтегазоносности выделяются области с аномально высокой концентрацией запасов - полюса (центры или узлы) нефтегазонакопления. Так, в пределах России вдоль Урала протягивается Предуральско-Предновоземельский (Баренцево-Каспийский) пояс нефтегазонакопления, в пределах которого выделяются четыре полюса нефтегазонакопления: Арктический, Волго-Уральский, Северо-Каспийский и Печорский (прогнозируемый).
Западно-Сибирский пояс включает три полюса нефтегазонакопления: Среднеобский, Уренгойский и Ямало-Карский.
Кроме этих основных поясов нефтегазонакопления на территории России прогнозируются Средне-Русский, Восточно-Сибирский и Предверхоянский пояса нефтегазонакопления. По югу России и в прилегающих странах СНГ трассируется Кавказско-Памирский пояс нефтегазонакопления, в который входят нефтегазоносные провинции и области Азербайджана, Казахстана, Туркмении и Узбекистана.
Применение геодинамических подходов к проблеме происхождения нефти и газа и пониманию глобальных закономерностей накопления их залежей оказывает большое влияние на практику нефтегазопоисковых работ, что выражается в появлении новых объектов поиска, которые ранее не входили в сферу интересов нефтяников и газовиков. Отметим два нетрадиционных, но потенциально перспективных объекта поисковых работ на нефть и газ - это поднадвиговые зоны горно-складчатых сооружений и фундамент платформенных областей.
Руководствуясь геодинамической идеей, геологи-нефтяники в ряде стран мира достигли определенных успехов в изучении поднадвиговых зон, возникших при закрытии океанов. В частности, поиск нефти и газа в поднадвиговых зонах Скалистых гор и Аппалачей позволил в свое время американским нефтяникам существенно прирастить запасы УВ-сырья. Поднадвиговые залежи обнаружены в Канаде, Мексике, на Кубе, в Швейцарских Альпах, Новой Зеландии и других регионах. Имеются поднадвиговые зоны и в России, в частности районы Западного Урала и Верхоянского хребта. Сейсмические данные, а в некоторых случаях и результаты бурения свидетельствуют о том, что под складчатыми Уральскими горами находятся слабодислоцированные и залегающие практически горизонтально платформенные комплексы, глубина которых вполне доступна для бурения (3-4 км). Большие резервы УВ-сырья таят в себе поднадвиговые зоны Верхоянского хребта, на что указывают залежи тяжелой нефти на склонах Оленекского свода, смежного с Предверхоянским передовым прогибом.
Второй нетрадиционный объект поиска - это фундамент платформ. Мировой опыт показывает, что в фундаменте могут содержаться довольно крупные залежи нефти в различных регионах мира и в разных геологических условиях. Залежи УВ в фундаменте установлены на древних (Северная и Южная Америка) и молодых (Западная Сибирь, Западная Европа) платформах, в пределах мезозоид (шельф Вьетнама) и в межгорных впадинах молодых горноскладчатых областей (Венесуэла). Все это приводит к мысли, что фундамент осадочных бассейнов регионально нефтегазоносен, а, следовательно, он должен быть включен в сферу поисково-разведочных работ на нефть и газ наравне с осадочным чехлом. Между тем в традиционной теории поиска фундаменту отводится роль нижней границы распространения нефтегазоносных отложений. Априори считалось, что искать нефть или газ в фундаменте бесперспективно, а поисковые и разведочные скважины, вскрывшие его, останавливались как выполнившие свою геологическую задачу.
Мировой опыт показывает, что почти 65 % залежей УВ в фундаменте приурочено к породам кристаллического типа и только 35 % - к складчато-метаморфическим. Очевидно, проблему нефтегазоносности фундамента осадочных бассейнов можно объяснить, если предложить правдоподобную модель формирования залежей нефти именно в кристаллическом фундаменте. Последний является верхней частью “гранитного” слоя земной коры и состоит преимущественно из кислых (гранитоидных) магматических пород. Учитывая, что залежи нефти в фундаменте чаще всего тяготеют именно к гранитоидам, вопрос о их генезисе, по-видимому, будет иметь ключевой характер.
Согласно геодинамическим представлениям главным механизмом “производства” гранитных масс является процесс субдукции. Возникающий при этом водоминеральный поток, поднимаясь вверх, пропитывает и метасоматически изменяет горные породы во фронтальной части наползающей литосферной плиты. Таким способом происходит обогащение коры оксидами калия, натрия, алюминия, кремния и другими соединениями, типичными для “гранитного” слоя. Отсюда следует, что гранитоиды, слагающие основную массу “гранитного” слоя, могли образовываться не столько в результате кристаллизации кислых магм с формированием типичных интрузивных тел, сколько за счет глубоких метасоматических преобразований первично-осадочных и осадочно-вулканогенных толщ перегретыми и минерализованными водными флюидами (Сорохтин О.Г., Ушаков С.А., 2002).
С геодинамическим механизмом генезиса гранитоидов тесно увязывается и процесс насыщения их УВ-флюидами. Эта проблема неоднократно рассматривалась автором статьи на примере сравнительно хорошо изученных нефтяных месторождений южного шельфа Вьетнама, приуроченных к гранитным массивам (Белый Тигр, Дракон, Черный Лев и др.). Предлагается следующий возможный механизм образования и накопления УВ в трещинных зонах кристаллического фундамента этого региона (Гаврилов В.П., 2000).
В первично-осадочных комплексах юрского, мелового и раннепалеогенового возраста, участвовавших в процессах аккреции, гранитизации и в конечном итоге в образовании гранитной коры Зондского шельфа, содержалось и рассеянное ОВ. Термальный водоминеральный поток оказывал температурное и метасоматическое воздействия на вышерасположенные осадочные толщи. При этом ОВ частично переплавлялось в магматических очагах, но большая масса вполне могла сохраниться и стать основой для преобразования в УВ нефтяного ряда согласно субдукционно-обдукционной модели нефтегазообразования.
Таким образом, практически одновременно с формированием “гранитного” слоя коры Зондского шельфа возникли и УВ-флюиды, включающиеся в общий водоминеральный поток, вместе с которым они и попадали в осадочные породы островной дуги.
Важным аргументом в пользу выдвигаемой идеи является обнаружение УВ-газов в пузырьках, капсулированных в гранитоидах этого региона. Суммарное содержание флюидов во включениях колеблется в широких пределах - от 8 до 180 см3/кг породы (среднее около 30 см3/кг породы). В составе флюидов преобладают водород и метан, соответственно 9,97 и 14,66 см3/кг (Гаврилов В.П., 2000).
Участие УВ-флюидов в газовом “дыхании” земных недр и как результат этого капсулирование УВ-газов в виде включений в микротрещинах пород, минералах фундамента отмечены рядом исследователей и для других регионов. Так, в фундаменте Сибирской платформы установлены реликты законсервированного флюида, газовая фаза которого состоит преимущественно из метана и его гомологов, а жидкая - из водных и УВ-соединений. Флюиды в породах фундамента Сибирской платформы, Южно-Татарского свода, Днепровско-Донецкой впадины, Припятского прогиба представляют собой относительно низкотемпературную систему, газовая фаза которой на 90 % представлена метаном и его гомологами (Готтих Р.П., Писоцкий Б.И., 1986).
Предлагаемые геодинамические подходы к проблеме образования “гранитного” слоя коры и происхождения нефти и газа позволяют утверждать, что сам слой может быть регионально нефтегазоносным. Он способен не только получать порции нефти из примыкающих осадочных пород, но и продуцировать УВ-соединения и “впрыскивать” их в перекрывающий его осадочный чехол.
В кристаллических породах фундамента можно ожидать существование принципиально новых зон нефтегазонакопления “жильного” типа (Гаврилов В.П. и др., 2001). Под этими зонами мы понимаем зоны повышенной трещиноватости, дробления земной коры, т.е. крупные (региональные, глубинные) разломы. Принципиальное их отличие как от структурных ловушек состоит в том, что они осуществляют не структурный, а резервуарный контроль за залежью нефти или газа.
Как правило, крупные разломы земной коры имеют листрический характер. С глубиной они выполаживаются и переходят в волноводы, которые мы отождествляем с зоной сплошного разрушения и катакластического течения. Листрические разломы по мере приближения к волноводу расширяются и сливаются с ним. Обычно коровые волноводы располагаются на глубине около 10-15 км и имеют толщину до 5 км. Они выделяются по понижению скоростей сейсмических волн и их затуханию. Считается, что волноводы имеют трещинно-пористую структуру и насыщены флюидом. В соответствии с исследованиями А.В. Каракина изменение напряжений в земной коре провоцирует возникновение автоколебательного режима движения флюидов. В периоды сжатия (компакции) флюиды выталкиваются (отжимаются) из волновода, а в периоды расширения (дилатансии) они затягиваются в волновод по листрическому разлому. Колебания имеют продолжительность тысячи лет. Таким образом, листрические разломы вместе с волноводами работают как насосы, перекачивая флюиды, в том числе нефть и газ, из чехла в фундамент и обратно. Возможно, что подобным образом могли сформироваться крупные месторождения УВ, в основании которых пока еще не открыты жильные зоны нефтегазонакопления.
Подытоживая изложенное, сформулируем главные тенденции в современной геологии нефти и газа.
1. Генезис нефти и газа имеет смешанный (микстгенетический) характер. Образование УВ может происходить различными путями: не только по сценарию классической осадочно-миграционной теории, но, например, в зонах столкновения литосферных плит, когда присутствие нефтегазоматеринских свит вовсе не обязательно (субдукционно-обдукционная модель). Углеводородный флюид может генерироваться непосредственно в донных осадках водных бассейнов при достаточно высоком тепловом потоке, что не требует погружения исходной нефтегазоматеринской толщи на глубину 2-3 км (рифтогенная модель).
2. В глобальном процессе нефтегазообразования нельзя исключать минеральный синтез УВ, который может протекать по различным схемам. Однако, по нашим представлениям, неорганический синтез УВ продуцирует преимущественно метан, а настоящие нефти для своего образования требуют участия ОВ или иного столь же эффективного катализатора.
3. В качестве глобальной закономерности распределения нефтегазоносных территорий намечается тенденция выделения надпорядковых единиц нефтегазогеологического районирования недр - поясов нефтегазонакопления, в составе которых выделяются нефтегазоносные провинции, или бассейны. Заслуживает внимание выделение полюсов (узлов, центров) нефтегазонакопления, причины образования которых в полной мере пока еще не ясны. Прогнозирование новых полюсов нефтегазонакопления открывает поисковикам дополнительные возможности для приращения запасов УВ-сырья.
4. С учетом поясного размещения месторождений нефти и газа в литосфере, а также геодинамических (плитотектонических) подходов к пониманию их генезиса корректируются и принципы нефтегазогеологического районирования недр.
5. Внедрение геодинамического мировоззрения в геологию нефти и газа дает нефтяникам и газовикам новые ориентиры в поисковом процессе. В частности, появляются нетрадиционные объекты поиска: поднадвиговые зоны, фундамент платформенных областей, жильные зоны нефтегазонакопления и др. Все это существенно расширяет горизонты поисково-разведочных работ на нефть и газ и вселяет надежду на возможность продления нефтегазовой эры человеческой цивилизации на Земле.
Завершая рассмотрение современных тенденций в геологии нефти и газа, следует отметить, что геодинамические подходы к проблемам генезиса УВ и формирования их залежей таят в себе еще много неожиданностей и парадоксов. Предстоит во многом переосмыслить теоретические основы традиционной геологии нефти и газа, сместить направления поискового процесса, выработать новые методы и методики поиска, разведки и освоения месторождений УВ-сырья. Решение этих кардинальных задач в области геологии нефти и газа невозможно без усиления теоретических и научно-прикладных исследований.
Oil and gas genesis has a mixed (mixed genetic) character. Hydrocarbon formation may occur by different ways: not only by classical sedimentary- migration theory scenario, but in the collision zones of lithosphere plates. 2. In global process of oil and gas formation HC mineral synthesis could not be excluded which could occur by different schemes. 3. As a global regularity of oil-and-gasbearing territories distribution there is a tendency of selecting oil and gas zoning of the subsurface - oil and gas accumulation belts within the composition of which oil and gas provinces or basins are delineated. 4. Due to the belted distribution of oil and gas fields in the lithosphere as well as geodynamic (plate tectonics) approaches to the problem of their genesis, principles of oil and gas geological zoning of the subsurface are also adjusted. 5. Promotion of geodynamic principles in oil and gas geology provides oil and gas geologists with new aims in prospecting process.
Рис. 1. ДИАГРАММА ПОЛНОГО ГЕОДИНАМИЧЕСКОГО ЦИКЛА ЭВОЛЮЦИИ ЛИТОСФЕРЫ
Периоды нефтегазообразования: 1 - наиболее благоприятные, 2 - благоприятные, 3 - неблагоприятные
