Характеристики деяких нафтогазоносних басейнів країн світу

Примітка.н.е. – нафтовий еквівалент.

НГБ: І група – Перської затоки; ІІ група – Мексиканської затоки, Сахаро-Лівійський, Центрально-Європейський; ІІІ група – Пермський, Західноканадський, Маракаїбський, Орінокський, Гвінейської затоки, Західний Внутрішній; ІV група – Грейт Валлі, Лос-Анджелес, Вентура–Санта-Барбара, Гіпсленд, Суецької затоки, Ценральносуматринський, Карнарвон, Східнокалімантанський, Північносуматринський, Нижньоіндський, Передаппалачський, Кванза-Камерунський, Саравакський, Камбейський, Кук-Інлет, Аквітанський, Сержіпе-Алагос, Гуаякільський, Сан-Хуан; V група – Мічіганський, Адріатичний, Ілінойський, Неукен, Паудер-Рівер, Мендоса, Грін Рівер, Уінта-Пайсенс, Верхньо- і Середньомагдаленський, Біг-Хорн, Венський; VI група – Уілістонський, Боуен-Сурат, Парижський, Тайванський, Денвер, Південнодуматринський, Передальпійський, Ісікарі-Сахалінський, Парадокс, Асамський, Нижньомагдаленський, Рейнський, Уінд-Рівер, Ханна-Ларамі, Санта-Марія.

Приуроченість основних запасів нафти до інтервалу температур 60–150°С не можна пояснити без процесу надходження вуглеводнів, що утворились в зонах високотемпературної (понад 200–250°С) деструкції ОР та їх “відгону” в результаті субвертикального пульсаційно-конвективного переносу в складі водно-газових і парогазових суб- і надкритичних флюїдів, або вуглеводнів, що утворились неорганічним шляхом при відповідних геологічних і термобаричних умовах. У зв’язку з чим при використанні даного критерію необхідно враховувати те, що із структурами, в яких фундамент залягає на глибинах понад 5–7 км, асоціюються численні нафтові і газові родовища із значними вуглеводневими ресурсами. Із зменшенням глибини залягання фундаменту, зазвичай, зменшується ймовірність відкриття у них значних скупчень нафти, особливо газу. Винятком можуть бути позитивні геоструктурні елементи, які знаходяться поруч з відносно опущеними зонами живлення вуглеводнями.

У дуже глибоких структурах, де фундамент залягає на глибинах понад 8–10 км, нафтові поклади переважно заміщуються газоконденсатними і газовими покладами високотемпературної зони.

Режим тектонічних рухів. У розвитку режимів тектонічних рухів можна прослідкувати такі їх види, що по-різному впливають на нафтогазоносність територій:

– режими тривалого стійкого прогинання і формування успадкованих западин є сприятливими для розвитку нафтогазовмісних фацій і нагромадження вуглеводнів;

– режими формування відроджених склепінних піднять і новоутворених накладених структурних пасток є переважно також сприятливими для нафтогазонагромадження;

– знакоперемінні режими формування інверсійних структур є здебільшого малосприятливими для нафтогазонагромадження;

– режими переважального підняття території є несприятливими для нафтогазонагромадження.

Активність тектонічного розвитку западин у сучасній структурі характеризується різко розчленованим фундаментом, наявністю незгідностей та перерв в осадовому чохлі або диференційованістю розрізу при неодноразовій зміні трансгресивних і регресивних циклів осадконагромадження. При енергійних блокових рухах фундаменту по розломах з формуванням численних незгідностей і перерв у періоди осадконагромадження створюються найкращі умови для утворення порід-колекторів різного генезису і покришок, великих зон нафтогазонагромадження та великих пасток різного типу. Ідеальними умовами є активні знакоперемінні тектонічні рухи в перші етапи розвитку басейну і стабільний його розвиток, виражений лише від’ємними рухами, в заключні етапи, що передують замиканню басейну.

Як правило, чим пізніше закінчився розвиток западини, незалежно від віку порід, що складають її нижні структурно-фаціальні комплекси, тим більшою щільністю запасів у зонах нафтогазонагромадження вона характеризується.

Плитотектонічний розвиток територій. Детальне дослідження фанерозойських геодинамічних режимів літосфери відкриває нові можливості для пошуків родовищ нафти і газу, пов’язаних з регіональними геодинамічними структурами. З позиції тектоніки плит високі перспективи нафтогазоносності пов’язані з континентальними окраїнами, палеорифтовими западинами, зонами прихованих передових прогинів, що утворилися в кінцеву стадію зіткнення плит і мікроплит, насувними окраїнами складчастих гірських споруд тощо.

Сьогодні численні дані свідчать про те, що нафтогазонагромадженню сприяють процеси: 1) рифтоутворення (спредингу літосферних плит); 2) субдукції (поглинання і зіткнення плит).

Так, наприклад, в спредингових зонах Північного моря, в рифтах – грабенах (Вайкінг, Осло та ін.), які заповнені потужною
осадовою товщею, виявлені великі скупчення нафти і газу
(Фортис, Екофіск, Леман тощо). Значні поклади нафти і
газу пов’язані з периконтинентальними грабен-рифтами Африки, внутрішньоконтинентальними – Західносибірської і Східноєвропейської платформ тощо.

Високою продуктивністю характеризуються піднасувні зони Скалистих гір Канади, Аппалач, Швейцарських Альп, Нової Зеландії тощо.

Найбагатший нафтоносний регіон земної кулі знаходиться в зоні насування Перської плити на Аравійську. Тут виявлені величезні зони нафтогазонагромадження. За оцінками американських фахівців у зонах насувів Скалистих гір зосереджено 2,1 млрд.т нафти та
2,8 трлн.м³ газу. Гігантське нафтогазове родовище несподівано відкрито у північній насувній зоні Східновенесуельського басейну, що раніше вважалася малоперспективною.

Тектоніка плит дозволяє по-новому підійти до формування і розміщення родовищ нафти і газу, значно розширює перспективи нафтогазоносності. У цьому відношенні значні перспективи в Карпатському регіоні пов’язуються з піднасувними платформними відкладами, у яких вже відкрито нафтове Лопушнянське родовище. Реконструкції седиментаційних басейнів Карпато-Подільського крейдового шельфу показали (Ю.М. Сеньковський, В.М. Щерба, 1988), що літофації альб-сеноману, які фіксуються бровкою шельфу в сучасній структурі автохтону, напевно розповсюджені до місця проходження Закарпатського глибинного розлому. У цих відкладах виявлено ряд структур, що групуються у валоподібні лінії складок, формування яких, імовірно, пов’язане з геодинамічним розвитком Карпат і утворенням насувів флішу.

Встановлення алохтонного залягання порід Гірського Криму також дає змогу розглядати цю територію як перспективну для пошуків нафти і газу у відкладах неогену, палеогену та мезозою. Тут прогнозується наявність значних потенційно газоносних антикліналей в піднасувній зоні.

Сьогодні тектоніка плит ставить нові завдання перед регіональними і пошуковими роботами. В цьому зв’язку рекомендується:

– проведення палеогеодинамічних реконструкцій і на цій основі перегляд глибинної будови, палеогеографії та сучасної структури нафтогазоносних територій і акваторій;

– створення плитотектонічних моделей нафтогазоносних регіонів (провінцій, басейнів, тощо);

– перегляд схем формування і закономірностей розташування родовищ нафти і газу на геодинамічній основі;

– уточнення нафтогазогеологічного районування, переоцінка прогнозних ресурсів нафти і газу з урахуванням тектоніки плит;

– уточнення напрямів геологорозвідувальних робіт.

Ступінь тектонічного розчленування та дислокованість порід. За ступенем тектонічного розчленування і дислокованості порід виділяються три типи територій:

– території малого тектонічного розчленування, для яких характерні слабовиражені регіональні та локальні структури (регіональні монокліналі, осьові зони деяких негатичних структур тощо);

– території з чітко вираженими за формою та об’ємом регіональними і локальними структурами (склепіння, зони лінійних платформних структур тощо);

– території з високою дислокованістю, для яких характерна сильна порушеність структур, що негативно впливає на збереження скупчень вуглеводнів (антиклінорії, глибо-складчасті форми, лускоподібні форми тощо).

Найбільш нафтогазоперспективними територіями вважаються такі, для яких властиві середньодиференційовані і середньоамплітудні структури. Вони переважно характеризуються максимальними щільностями вуглеводневих запасів.

На прикладах багатьох нафтогазоносних регіонів встановлено (Г.Ю. Бойко, 1989), що нафтові і газові родовища концентруються в структурних зонах осадових басейнів, які відрізняються підвищеною дислокованістю, прогрітістю надр і наявністю гравітаційних регіональних мінімумів.

За даними І.С. Рослого (2001) у Дніпровсько-Донецькій западині спостерігається прямий кореляційний зв’язок диз’юнктивної порушеності осадового чохла і фундаменту з поверхом нафтогазоносності та складом вуглеводнів. Чим густіша мережа порушень, тим більший поверх нафтогазоносності; важких вуглеводневих сполук утворюється більше там, де при всіх інших сприятливих умовах більше тектонічних порушень і стратиграфічних незгідностей.

Геоструктурна зональність розміщення скупчень нафти і газу. У деяких нафтогазоносних провінціях спостерігається геоструктурна зональність в розміщенні скупчень нафти і газу. Вона визначається в тому, що зони переважно нафтового нагромадження або переважно газового нагромадження бувають приурочені до певних частин великих геоструктурних елементів. Так, наприклад, в ряді крайових прогинів (Передкарпатський, Передкавказький та інші) зони переважного нафтонагромадження приурочені до внутрішніх зон, до їх внутрішніх пригеосинклінальних бортів, а зони переважного газонагромадження – до зовнішніх приплатформних бортів.

На платформних територіях геоструктурна зональність розташування зон нафто- і газонагромадження спостерігається в межах деяких склепінних піднять і відповідних сусідніх внутрішньоплатформних западин. До припіднятих частин таких склепінних піднять (наприклад, Ставропольське склепіння у Передкавказзі) приурочені зони переважного газонагромадження, а до більш занурених їх частин і западин, що прилягають до них – відповідно зони нафтонагромадження.

У ряді районів родовища нафти і газу розташовуються за принципом диференційного уловлювання нафти і газу в процесі їх струминної міграції (В. Гассоу, С.П. Максимов, С.Ф. Федоров та ін.), коли поклади нафти приурочені до структур у припіднятих частинах піднять або антикліноріїв, а поклади газу – до структур, які розміщені гіпсометрично нижче. При відсутності вільного газу спостерігається заміщення відносно легких нафт більш важкими. Такий характер розміщення покладів вуглеводнів найбільш добре простежується на прикладі Саратовського і Волгоградського Поволжя та Західної Канади, тобто для нафтогазоносних областей давніх платформ. У той же час в інших нафтогазоносних областях світу в розміщенні нафтоносних і газоносних районів спостерігаються й інші співвідношення, зовсім протилежні, що визнаються прихильниками принципу диференційного уловлювання. В цих областях відзначається приуроченість газових покладів або зон газонагромадження до гіпсометрично найбільш високих ділянок, а нафтових покладів до територій найбільшого занурення даного регіону (Західносибірська, Скіфська, Туранська плити тощо). Тут відіграють роль і термобаричні та інші умови.

Амплітуда неотектонічних рухів.У роботах деяких авторів
(М.Г. Волков, С.К. Горелов, Л.М. Розанов, О.Ю. Лукін та ін.) обгрунтовується значний вплив новітніх (неоген-четвертинних) рухів на формування, розташування покладів нафти і газу та їх фазовий стан. У той же час Б.П. Кабишев (1979, 1985) та інші не погоджуються з такою думкою і вказують на відсутність значного впливу неотектонічних рухів у нафтогазоносних басейнах давніх платформ, у тому числі і в ДДЗ, на характер їх нафтогазоносності. Згідно з їх дослідженнями, новітні рухи на давній платформі могли забезпечити лише продовження процесів переформування родовищ, часткові зміни їх фазового складу, не приводячи до виникнення якісно нових умов і як наслідок – утворення нових родовищ або нових покладів.

Результати досліджень вказують на те, що родовища нафти в ДДЗ розповсюджені на ділянках з амплітудою неотектонічних рухів 30–160 м, але найбільша їх кількість характеризується амплітудою 80–
120 м. І хоча на всій території цей параметр змінюється в більш широких інтервалах (від –20 до +160 м), на більшій частині перспективних земель він становить 80–120 м, і є типовим для більшості родовищ. Не відкриті родовища на ділянках з амплітудою від –20 до +30 м внаслідок дуже незначної площі таких ділянок і малої вивченості їх бурінням. Подібне спостерігається і в співвідношенні родовищ з градієнтом неотектонічних рухів.

Впливу неотектонічних рухів на формування і розташування покладів нафти і газу багато уваги звернуто в роботах
О.М. Ласточкіна (1974). Приріст амплітуд за новітній етап визначає ймовірність відкриття покладів, їх вуглеводневий склад і стратиграфічний діапазон нафтогазоносності. Амплітуди неотектонічних рухів на платформах становлять 600 м і більше, що може зумовлювати руйнування покладів.

Наявність сприятливих структур (пасток) для нафти і газу. Даний критерій є одним із основних критеріїв при локальній оцінці нафтогазоносності надр. За статистичними даними більшість виявлених у світі запасів нафти і газу (86%) приурочені до пасток структурного (антиклінального) типу. Для оцінки перспектив антиклінальних пасток інтерес представляють такі параметри як площа пастки, ступінь тектонічної порушеності, амплітуда, коефіцієнт інтенсивності структури, замкнутість пастки. Розглянемо деякі із вказаних параметрів:

– площа пастки, підготовленої геофізичними методами, визначається в контурі ізогіпси з абсолютною позначкою Н=Н₀–С/2, де Н – абсолютна позначка розрахункової ізогіпси, за якою розраховують площу пастки, Н₀ – абсолютна позначка останньої замкнутої ізогіпси, С – переріз ізогіпс, прийнятий на структурній карті, яка відповідає точності робіт. У випадку, коли структура (пастка) обмежена контуром, утвореним ізогіпсою й скидом або ізогіпсою й межею виклинювання (заміщення) проникних порід, площа пастки підраховується по контуру, обмеженому ізогіпсою Н і скидом або межею виклинювання. Як правило, спостерігається прямий кореляційний зв’язок площі структури з запасами вуглеводнів і величиною скупчень. Так, наприклад, на заході ДДЗ дрібні і середні скупчення мають площу в середньому 12–20, а великі – 34–66 км². Необхідно зауважити, що площа структури (пастки) – високоінформативний показник для прогнозу величини скупчень;

– амплітуда (висота) пастки чи структури вимірюється вертикальною відстанню між найвищою її точкою (вершиною) і розрахунковою ізогіпсою, за якою вимірюється її площа. Зв’язок висоти пастки з величиною запасів вуглеводнів подібний до такого з площею структури і є високоінформативним показником для прогнозу величини скупчень. У багатьох районах вона також зумовлює певні закономірності формування та розташування родовищ нафти і газу. Так, наприклад, на Сахаліні родовища вуглеводнів приурочені переважно до структур з амплітудами 50–150м. При цьому в складках з амплітудами від 100 до 150м переважають поклади нафти, при амплітудах від 60 до 100м – газонафтові, менше 60м – газові, а менше 30м – поклади відсутні.

– ступінь тектонічної порушеності пастки визначається як відношення протяжності розривних дислокацій, виявлених у межах структури, до площі пастки. Тектонічна порушеність впливає як на характер нафтогазоносності самої пастки, так і всього розрізу осадових утворень. Детальними дослідженнями виявлено, що тектонічна порушеність часто сприяє підвищенню ємнісно-фільтраційних властивостей порід-колекторів локальних об’єктів і відповідно впливає на характер заповнення нафтою резервуара (пастки). Найбільш продуктивні видобувні та нагнітальні свердловини часто групуються вздовж зон трасування тектонічних порушень і відповідного розвитку тріщинуватості порід-колекторів або зон підгорнення та зломів продуктивних горизонтів у чолових частинах антиклінальних складок.

На багатопокладних родовищах ділянки локалізації покращених колекторських властивостей на різних стратиграфічних рівнях часто збігаються у плані, що зумовлено єдиною системою наскрізних тріщинуватих зон. При провідному характері розривів і відповідно тектонічної тріщинуватості відбувається руйнування уже сформованих покладів.

Наведене вказує на необхідність детальних досліджень тектонічної порушеності пасток і відповідно тріщинуватості порід-колекторів та їх урахування поряд із іншими показниками при прогнозуванні перспектив нафтогазоносності як на регіональному, так і на локальному рівнях та веденні пошуково-розвідувальних робіт і розробці родовищ.

Регіональне положення структур. Практика геологорозвідувальних робіт показує, що максимальні ресурси нафти і газу вміщують структури значної ємності, які розташовані на шляхах головної міграції флюїдів з областей живлення до піднять. Відзначається закономірність, що чим ближче структури до центру западин, тим ширший стратиграфічний діапазон їх нафтогазоносності.

У багатьох випадках відзначається залежність приуроченості локальних структур від близькості їх до великих тектонічних розривних порушень. Аналіз розміщення скупчень нафти і газу в численних платформних осадових басейнах і передгірських прогинах свідчить про переважну вертикальну міграцію вуглеводнів по зонах деструкції – розущільнення порід, розвинутих вздовж зон розломів, що мають найбільшу проникність на ділянках їх перетину, де утворюються потужні флюїдопроникні зони. В областях із високим поверхом нафтогазоносності значна частина осадового чохла (від фундаменту до верхніх найбільш потужних і не ускладнених розривами глинистих або соленосних покришок) вміщує поклади вуглеводнів практично в будь-якій пастці. Таким чином, виявлені поклади вуглеводнів у верхньому поверсі осадового чохла вказують на доцільність пошуків в нижніх поверхах розрізу цієї ж зони.

Приуроченість значної більшості гігантських нафтових і газових родовищ до зон (структур) високої проникності і підвищеного теплового потоку – рифтів і систем глибинних (в першу чергу трансформних) розломів визнається багатьма дослідниками. Від 70 до 90–95 % потенційних і виявлених запасів нафти і газу за оцінками різних авторів (Д.І. Мусатов, Н.В. Межеловський, 1982) так чи інакше пов’язані з процесами рифтоутворення.

Аналіз зв’язку між щільністю розломів, кількістю родовищ та їх запасами у межах різних нафтогазоносних провінцій показав, що між ними не має певних залежностей. Необхідно зазначити, що наявність розломів та їх характер можуть мати роль позитивного або негативного показника нафтогазоносності – як фактора нагромадження, так і фактора руйнування. На прикладі багатьох нафтогазоносних областей, і особливо на прикладі Дніпровсько-Донецької НГО, доведено, що зміни літолого-фаціального складу осадового чохла, товщини ритмів осадконагромадження і продуктивних горизонтів пов’язані з геотектонічним розвитком регіону і розломно-блокової тектоніки фундаменту. Встановлено, що зони глибинних розломів найбільш перспективні для пошуків комбінованих і неантиклінальних пасток вуглеводнів. Це повинно враховуватись при постановці регіональних і площових сейсмічних досліджень та розташуванні параметричних і пошукових свердловин.

Історія розвитку структур. Формування зон регіонального нафтогазонагромадження, а також покладів та родовищ нафти і газу значною мірою залежить від часу формування та замикання відповідних регіональних і локальних структур (пасток).

У багатьох нафтогазоносних регіонах існує пряма залежність між часом виникнення піднять, як замкнутих пасток, і нафтогазоносністю окремих стратиграфічних комплексів. Якщо процеси утворення й міграції вуглеводнів у таких районах завершились до утворення замкненої пастки, то, безумовно, такі пастки будуть непродуктивними.

Наприклад, в Ейсько-Березанському районі Передкавказзя всі локальні підняття, які сформувались в давньокрейдовий час (Канівське, Березанське, Старомінське та інші) є продуктивними. Ті ж стратиграфічні комплекси, що приурочені до антиклінальних структур, які утворилися в кінці верхньої крейди і в палеогені, скупчень нафти і газу не вміщують (Щербаківська, Ярославська, Новомінська тощо).

Всі локальні підняття тектонічного походження можуть утворюватись на протязі всієї історії геологічного розвитку регіону, майже до четвертинного періоду.

Характер розвитку локальних піднять на протязі всього циклу осадконагромадження зумовлює їх морфологію. За часом виникнення і характером подальшого розвитку локальні підняття поділяються на такі основні типи:

– конседиментаційний – коли підняття розвивалися паралельно з осадконагромадженням. Вони прослідковуються по всіх стратиграфічних комплексах і амплітуда їх наростає з глибиною, а товщина осадів на склепінні менша, ніж на крилах;

– постседиментаційний – коли підняття виникали на кінцевих етапах осадконагромадження. В них товщини відкладів на склепінні і на крилах однакові;

– похований – коли підняття виникає на одному з початкових етапів платформного розвитку (наприклад, підняття блоку фундаменту), потім воно зупинило свій ріст і було знівельоване наступними процесами осадконагромадження, тобто на ранньому етапі геологічного розвитку воно було конседиментаційним, а потім припинило свій ріст;

– відроджений – коли підняття на протязі довгого етапу геологічного розвитку росло, в подальшому було знівельоване, а потім знову стало розвиватись. Їх ще називають переривисто-конседиментаційними.

Для вивчення історії геологічного розвитку як значних територій, так і локальних структур широко використовується метод аналізу товщин і фацій. В основу даного методу покладено уявлення про зв’язок інтенсивності та характеру процесу осадконагромадження з розмахом коливальних тектонічних рухів. Товщина осадових товщ є показником швидкості нагромадження осадів. За відносними змінами товщин осадових товщ можна визначати характер вертикальних рухів (підняття чи занурення) певних ділянок земної кори. Підсумковим результатом аналізу товщин осадових товщ є карти рівних товщин (ізопахіт).

Для забезпечення результативності та ефективності пошуково-розвідувальних робіт необхідно знати не тільки сучасну структуру досліджуваної території, але і палеотектонічні умови формування і розвитку її на протязі всіх етапів геологічної історії. З цією метою будують палеотектонічні профілі і палеотектонічні карти (схеми).

Без регіональних палеотектонічних досліджень неможливо науково обґрунтувати нафтогазогеологічне районування і пізнати закономірності:

– просторового розміщення значних геоструктурних елементів на протязі окремих відрізків часу геологічної історії, з якими можуть бути пов’язані області генерації та акумуляції вуглеводнів;

– зміни в просторі і в часі палеогеографічних, літолого-фаціальних і термобаричних умов нагромадження осадків у різних частинах палеобасейнів седиментації;

– формування різного типу структурних і неструктурних пасток, сприятливих для утворення скупчень нафти і газу в розрізі літосфери;

– зміни напрямків регіональної міграції вуглеводнів у просторі і в геологічному часі в зв’язку палеогідрогеологічною обстановкою;

– розподілу в часі і просторі етапів активізації процесів нафтогазоутворення і нафтогазонагромадження, а в деяких випадках і руйнування раніше сформованих скупчень нафти і газу.

Палеотектонічні реконструкції, таким чином, мають велике значення для наукового обгрунтування вибору напрямів, районів і об’єктів з метою пошуків у них скупчень нафти і газу.

Співвідношення структурних планів. Взаємне розміщення в плані структурних поверхонь окремих літолого-стратиграфічних підрозділів у розрізі осадових утворень місцями супроводжується значним зміщенням склепінних частин структур. Це спостерігається не тільки в складчастих областях, але і в межах платформ. Тому забезпечення результативності пошуків нових пасток або зон нафтогазонагромадження буде ефективним при умові проведення відповідних палеотектонічних досліджень і вивчення умов формування й розвитку кожного досліджуваного структурного поверху окремо.

Основною причиною низької ефективності нафтогазопошукових робіт у багатьох регіонах є недостатні знання закономірностей формування структур і пасток, співвідношення структурних планів нафтогазоперспективних структурно-літологічних поверхів регіону, що негативно впливає на рівень геологічної інтерпретації геофізичних матеріалів. Структурно-літологічні поверхи внаслідок їх різної консолідованості по різному реагують як на тектонічні напруження розтягання, так і тангенціального стиснення, тектонічно розшаровуються. Це сприяє умовам для формування в кожному структурно-літологічному поверсі структурного плану з властивими даному рівню розрізу особливостями і факторами.

Наявність перерв і незгідностей осадконагромадження.Перерви в осадконагромадженні можуть проявлятись розмивом осадових порід, що у багатьох випадках призводить до утворення всередині них незгідностей у заляганні порід, а також появою кори вивітрювання. Аналіз незгідностей має велике значення для дослідження історії геологічного розвитку, динаміки і періодичності локальних і регіональних тектонічних рухів. З поверхнями незгідностей часто пов’язані поклади нафти і газу. При цьому промислова нафтогазоносність приурочена до розрізів, у яких поклади нафти і газу екрануються породами-флюїдоупорами, що незгідно їх перекривають. Цей тип покладів, зазвичай, контролюється стратиграфічною, кутовою або азимутальною незгідностями.

Наприклад, найзначніший за довготривалістю і величиною розмивів відкладів вплив на нафтогазоносність в Дніпровсько-Донецькій западині мають передкам’яновугільний, передтрісовий і передпалеогеновий перерви. Вони сприяли формуванню покладів, в тому числі і великих, у відкладах верхньокам’яновугільно-нижньопермського комплексу. У ДДЗ родовища поширені в зонах з величиною передтріасового розмиву до 2100 м, проте найбільші запаси вуглеводнів зосереджені в зонах з величиною розмиву до 600 м.

У Причорноморському прогині за даними С.М. Захарчука (2001) також відзначається тісний просторовий зв’язок покладів вуглеводнів із корелятивними поверхнями стратиграфічних незгідностей між нижнім і верхнім палеоценом, палеоценом і нижнім еоценом, середнім і верхнім еоценом, майкопом і еоценом. Ця закономірність може розглядатися як один з пошукових критеріїв при проведенні нафтогазопошукових робіт у північному Криму і на суміжних акваторіях Чорного та Азовського морів.