Открытие в образованиях фундамента крупных по запасам высокодебитных месторождений нефти и газа, таких как Ауджила-Нафура, Белый Тигр, Ла-Пас и другие, стимулирует высокий интерес специалистов к этому объекту в России и во всем мире.
В России открыты залежи углеводородов в монолитных породах фундамента в Западной Сибири (на Шаимском и Красноленинском сводах, получены промышленные притоки нефти на Ново-Портовском и Восточно-Бованенковском месторождениях), в Восточной Сибири (Юрубчено-Тохомское месторождение). Благоприятно оцениваются перспективы нефтегазоносности на Восточном Приновоземельском шельфе Карского моря, где породы фундамента залегают на сравнительно небольших глубинах, доступных для бурения скважин, так же как и на восточной окраине Западно-Сибирской синеклизы.
Для успешного развития поисково-разведочных работ на нефть и газ в образованиях фундамента необходимо решить комплекс научных задач, связанных с формированием залежи, источником нефти (газа), образованием коллекторов в монолитных породах и их выявлением и других.

Обосновать модель формирования залежи углеводородов в ловушке фундамента (предлагаемая статья).
Рассмотреть «Механизм образования зоны разуплотненных трещиноватых пород в фундаменте» и «Методы изучения неоднородного строения фундамента» (две последующие статьи).

Базируясь на положениях осадочно-миграционной теории и органического происхождения нефти, а также на проанализированном фактическом и опубликованном материале и результатах проведенных исследований, разработана геологическая модель формирования залежи нефти в трещиноватых породах фундамента.
Залежь нефти образуется путем аккумуляции первичных пузырьков (капель) нефти, произведенных нефтематеринской осадочной толщей, непосредственно прилегающей к фундаменту, под действием капиллярных сил.
Построение модели, ее обоснование происходило в несколько этапов.
На начальном этапе было проверено положение о едином источнике образования залежей нефти в образованиях фундамента и терригенных отложениях. На месторождении Белый Тигр (Вьетнам) были проанализированы пробы нефти из залежей в фундаменте (из 35 скважин) и из залежи в терригенных нижнеолигоценовых отложений (из 26 скважин) — в [6].
В подавляющем большинстве проб нефть, отобранная из залежей фундамента и нижнего олигоцена, характеризуется близкими значениями исследованных параметров (табл. 1).

По результатам фотоколорометрии и инфракрасной спектрометрии (ТатНИПИ, 1992) также отмечается сходство нефтей двух залежей. Коэффициент светопоглощения (Ксп) для нефтей нижнего олигоцена
составляет 17,2 см^-1, а для фундамента — 14,6 см^-1, нефти одинаково окрашены. Примерно одинаковые значения и коэффициента рефракции (Кр). Это же подтверждается и близкими значениями отношения пристан/фитан: 2,28 для нижнего олигоцена и 2,19–2,5 для фундамента.
По микроэлементному составу нефтей (определения Далатского института ядерных исследований, Вьетнам) также отмечается сходство значений содержания основных металлов (табл. 2), хотя есть и отличия (Cu, Al).

По результатам анализа изотопного состава углеводорода нефтей (РГУ нефти и газа, 1992) отличие значения в нижнем
олигоцене (28,25 %) от значения в фундаменте (28,6 %) составляет 0,35 %, т.е. нефти идентичны.
Близкие значения для двух комплексов и по характеристикам углеводородного состава нефтей в высокомолекулярной фракции (выше 200 °С): отношение пристан/фитан (1,9 и 2,2), нафтеновый фон (19,8 и 21,1) и др.
Вывод о схожести нефтей подтвержден (Дахнова и др., 1996) анализом группового состава нефтей и др. Авторы этих исследований отмечают, что нефти этих двух комплексов генерированы органическим веществом (ОВ) преимущественно водорослевого типа, накапливавшимся в континентальных и прибрежно-морских условиях.
Сходство состава нефтей залежей фундамента и нижнего олигоцена подтверждается примерно одинаковым возрастом (15,4 и 14,9 млн лет) и степенью метаморфизма нефтей (0,8995 для фундамента и 0,7640 для нижнего олигоцена), отношением п-алканы/нафтены (1,63 и 1,65) и др. (Тиен, 1999). Такое сходство нефтей двух комплексов (по Тиену, 1999) характерно для всех залежей нефти в Южно-Коншонском бассейне Вьетнама (месторождения Дайхунг, Кимкыонг, Хоанг, Тхать, Качо).
Сходство нефтей для залежей фундамента и нижнемелового комплекса отмечается на месторождениях Ла-Пас и Мара (Венесуэла).
Ряд дополнительных примеров единого источника нефти для залежей в фундаменте и в терригенных осадочных комплексах приведен в работе [6].
Приведенные факты свидетельствуют, что основным источником углеводородов для залежей в фундаменте является органическое вещество осадочной нефтематеринской толщи, примыкающей к фундаменту.
Механизм формирования залежи нефти в фундаменте рассмотрен в работах [1, 6] на примере хорошо изученного при непосредственном участии в проведении поисково-разведочных работ месторождения Белый Тигр. Это был следующий этап построения модели формирования залежи нефти в фундаменте.
В этих работах подробно рассмотрены схема формирования залежи в фундаменте и обосновывающие механизм формирования расчеты. В предлагаемой статье изложены основные положения, обосновывающие результирующую модель.
Приведенные факты доказывают, что источником углеводородов для залежи фундамента является органическое вещество осадочных толщ.

Для построения обоснованной модели формирования залежи нефти (газа) в фундаменте необходимо разработать механизм такого формирования.
На примере месторождения Белый Тигр схема формирования залежи нефти в фундаменте представляется в таком виде. В нижнеолигоценовой (нефтематеринской) толще глинисто-аргиллитового состава образуются продукты деструкции рассеянного органического вещества и под воздействием геостатического давления поступают в псамитовые разности проницаемых прослоев — песчаников и алевролитов с проницаемостью 0,01 мкм² и более. Под действием высоких температур и давления происходит образование первичных пузырьков УВ (капель микронефти). Образованные пузырьки мигрируют по отложениям условного коллектора к более крупным пузырькам и их зонам скопления. Это промежуточные центры аккумуляции. За счет дренажа рассеянных углеводородных скоплений из осадочных пород в фундамент, проницаемость которого выше, чем в осадочных, формируется залежь. Дренаж реализуется капиллярными силами, вектор которых направлен в сторону с большей проницаемостью, т.е. в сторону фундамента (согласно формуле Лапласа). С помощью этого механизма аккумулируются все первичные пузырьки и капельки микронефти с площади радиусом от центра аккумуляции до границы нефтегазоматеринского пласта, где пузырек микронефти не в состоянии преодолеть начальный градиент фильтрации. Величина этой площади и есть площадь нефтесбора.
Для проверки предложенного механизм формирования залежи нефти в ловушке фундамента необходимо сопоставить величины произведенных УВ пластом-генератором с объемом нефти в залежи. Были рассчитаны возможная площадь нефтесбора и генерационный потенциал пласта-генератора. Определен радиус возможного нефтесбора. Был также оценен радиус площади нефтесбора при заданном генерационном потенциале для формирования запасов нефти месторождения Белый Тигр (500 млн т).
При сравнении радиусов (29,6 и 32 км) оказалось, что их значения близки.
Таким образом, показано, что залежь нефти (газа) в трещиноватых породах выступов фундамента может сформироваться путем коалесценции первоначальных пузырьков (капель) УВ, произведенных толщей осадочных терригенных пород, облекающих выступ. При этом площадь нефтесбора для залежи нефти на месторождении Белый Тигр имеет условный радиус
примерно 30 км.
Геологическая модель формирования залежи нефти (газа) в ловушке фундамента обоснована.
На новых перспективных объектах в образованиях фундамента для прогнозной оценки этих объектов необходимо на предваряющей бурение стадии определить нефтегазогенерационный потенциал облекающих фундамент осадочных пород, оценить строение ловушки фундамента и, в первую очередь, наличие в разрезе трещинно-кавернозных пород коллекторов и других параметров.