К настоящему времени основные залежи нефти и газа в разрезе кембрия и докембрия юга Сибирской платформы приурочены к терригенной части осадочного чехла докембрия, тогда как в гораздо более мощном галогенно-карбонатном комплексе венд-кембрия и нижнего кембрия обнаружено мало промышленных скоплений УВ [9]. Поэтому с карбонатным комплексом связывают перспективы крупнейшего резерва по наращиванию запасов нефти и газа. Наряду с актуальностью выявления причин сложившейся диспропорции в открытии залежей, существует необходимость оценки реалистичности перспектив карбонатного комплекса на основе обсуждения природы и механизма образования залежей. Методы исследования: корреляционный и взаимнокорреляционный анализы карт геологических реперов и сейсмических отражающих горизонтов, а также карт гидродинамических показателей по данным испытания скважин, результаты которых увязывались с результатами линеаментного анализа по данным космических съемок и потенциальных полей. Аргументируется, что залежи в продуктивных пластах терригенного комплекса докембрия форми- ровались за счет субвертикальных флюидных потоков из подфундаментных источников под влиянием активизаций разломов ранней северо-восточной генераций, а в продуктивных карбонатных горизонтах венд-кембрия и нижнего кембрия - за счет переформирования залежей в терригенных отложениях под влиянием разломов поздней северо-западной генерации. Залежи формировались при этом в зонах наложения на разломы более ранней генерации, что обуславливает линейно-зональный характер их размещения. Это означает, что в карбонатных коллекторах нельзя достичь опережающего открытия месторождений и при определении очередности поисков терригенные горизонты должны рассматриваться как основные или первоочередные. Результаты исследований согласуются с распределением залежей на 35-и месторождениях юга Сибирской платформы.
To date, the main deposits of oil and gas in the Cambrian and Precambrian section of the southern SiberianPlatform are con ned to the terrigenous part of the Precambrian sedimentary cover, while in the much more powerful halogen-carbonate complex of the Vendian-Cambrian and Lower Cambrian, few industrial hydrocarbon accumulations have been found [9]. Therefore, the carbonate complex is associated with the prospects of the largest reserve for the growth of oil and gas reserves. Along with the relevance of identifying the causes of the existing disproportion in the discovery of deposits, there is a need to assess the feasibility of the prospects for the carbonate complex on the basis of a discussion of the nature and mechanism of formation of deposits. Research methods: correlation and cross-correlation analyzes of maps of geological benchmarks and seismic re ecting horizons, as well as maps of hydrodynamic indicators based on well test data, the results of which were linked to the results of lineament analysis based on data from space surveys and potential elds. It is argued that deposits in productive strata of the Precambrian terrigenous complex were formed due to subvertical uid ows from sub-basement sources under the in uence of activation of faults of early northeastern generations, and in productive carbonate horizons of the Vendian-Cambrian and Lower Cambrian - due to the reformation of deposits in terrigenous deposits faults of the late northwestern generation. The deposits were formed at the same time in the zones of overlap with faults of the earlier generation, which determines the linear-zonal character of their distribution. This means that in carbonate reservoirs it is impossible to achieve advanced discovery of deposits and when determining the sequence of prospecting, terrigenous horizons should be considered as the main or priority ones. The research results are consistent with the distribution of deposits in 35 elds in the south of the Siberian platform.