ИСТИНА

Месторождения нефти и газа приурочены к разновозрастным клиноформенным комплексам в различных нефтегазоносных бассейнах (НГБ) Российской Федерации, но наиболее хорошо изученными являются берриасс-барремские клиноформенные отложения Западно-Сибирского НГБ. Однако клиноформенное строение само по себе не предопределяет нефтегазоносность и наличие природных резервуаров: в триасовом клиноформенном комплексе Баренцевоморского НГБ выявлены лишь нефтепроявления (Gilmullina et al, 2020) . Клиноформенные толщи также являются ценным источником информации о направлении сноса осадочного материала и палеогеографических условиях, особенно при отсутствии каменного материала. При этом клиноформенное строение осложняет межскважинную корреляцию; сопоставление одновозрастных отложений в косослоистых толщах невозможно без увязанных сейсмических и скважинных данных. В связи с этим необходимо разработать единый подход к изучению клиноформенных толщ с учётом международного опыта. В исследовании представлен комплексный подход к изучению косослоистых толщ как с применением конвенциональных методов – сейсмической и секвентной стратиграфии, так и метода анализа геометрии клиноформ и траектории бровок на примере двух объектов – нижнемеловых клиноформ Широтного Приобья и олигоцен-миоценовых клиноформ майкопской серии Предкавказья. Ранее этот подход применялся для нижнемеловых клиноформ Баренцевоморского шельфа (Mordasova et al., 2019) и для слабо изученных районов Западной Сибири (Khitrenko et al., 2020).