НГБ европы

Крупный по площади Центральносевероморский ареал зон нефтегазонакопления расположен на месте Центрального грабена и соседних участках (грабен Мори-Ферт), продуктивны отложения от девона до палеогена, основными продуктивными горизонтами являются позднемеловой писчий мел, палеоценовые песчаники и верхнеюрские песчаники (). По современным данным на месте Центральносевероморского ареала выделяют два самостоятельных ареала: Фортис и Центрального грабена. Ареал Фортис объединяет семь ЗНГН, отличающихся преобладанием нефти в структуре ресурсов и примерно одинаковой ролью юрских и палеоценовых отложений. Около 85% УВ ресурсов сосредоточено в юрско-нижнемеловом терригенном комплексе зоны Пайпер (Потпер) в грабене Мори-Ферт и в палеоценовых песчаниках зоны Фортис в Центральном грабене. Суммарные геологические ресурсы этого ареала составляют 3,4 млрд.т н.э. наиболее крупные месторождения Пайпер, Фортис (240-275 млн.т)(). Ареал Центрального грабена содержит геологические ресурсы УВ в размере 3,6 млрд.т н.э., он объединяет 7 ЗНГН, наиболее крупная из них зона Экофикс, с которой связано 63% ресурсов. В пределах этой зоны в норвежском секторе известно месторождение Экофикс , приуроченное к крупной структуре (15х8 км) разбитой нарушениями . на глубине структура осложнена соляным штоком. Нефтеносны карбонатные отложения верхнего мела. Запасы 486 млн.т (Белонин и др.,2001 г.), 350-400 млн.т (Запивалов, 2008г.). дебиты нефти до 500 т/сут. Второй зоной по ресурсам является зона Дан, где сосредоточено 14% ресурсов ареала. Остальные ресурсы связаны с пятью зонами, где продуктивны верхнеюрские, палеогеновые, а также пермские и триасовые горизонты (Зоны НГН окраины континентов, 2002 г.).

Восточно-Английский ареал зон газонакопления расположен на месте западной части Англо-Голландской впадины и прогиба Соул-Пит. Крайняя северо-западная часть ареала расположена на суше. Залежи газа содержатся в песчаниках нижней перми и нижнего триаса и в доломитах верхней перми. Среди месторождений с нижнепермскими залежами выделяется запасами месторождение Леман (запасы более 330 млрд.м³), Индефатигейбл (запасы более 200 млрд.м³). на месторождении Хьюит залежи в песчаниках нижнего триаса ().

Небольшие по площади ареалы в пределах Североморской синеклизы выделяются на юге её: Кливер-Бенк, Гаагский (на юго-востоке Западно-Нидерландского грабена, месторождения преимущественно нефтяные с залежами в нижней перми, средней юре и нижнем мелу), Брод-Фортис (продуктивны нижнемеловые отложения на сушеиверхнепермские в акватории).

Северо-Германская НГО приурочена к одноимённой впадине, имеющей сложное строение и характеризующейся широким стратиграфическим этажом нефтегазоносности от карбона до палеогена, при этом газовые залежи чаще всего связаны с пермскими и триасовыми и в меньшей степени с каменноугольными отложениями. Все месторождения группируются в несколько ареалов ЗНГН: Нижнесаксонский, Фриз-Эмский, Помпецкий, Альтмарк, Восточно- и Западно-Гольштейнский, Гифгорн и Ганноверский. Наиболее важный из них Фриз-Эмский ареал приурочен к восточному склону Центральнонидерландского поднятия и прилегающей части акватории Северного моря. Здесь выявлено более 30 газовых месторождений (). Залежи связаны с каменноугольными, пермскими, нижнетриасовыми и нижнемеловыми отложениями. На севере ареала в провинции Гронинген (Нидерланды в 30 км от берега Северного моря) находится крупнейшее газовое месторождение Слохтерн (Гронинген). Размеры структуры 22х40 км, амплитуда 150 м, площадь газоносности 850 км² . Структура осложнена тектоническими нарушениями (). Залежь в терригенных нижнепермских отложениях (формация Ротлигендес). Покрышкой служит верхнепермская эвапаритовая серия. Залежь пластовая сводовая с элементами тектонического экранирования (). По запасам газа (1,7 трлн.м³) месторождение уникальное. Газ содержит 14% азота.

Из других ареалов можно выделить Нижнесаксонский ареал, расположенный в одноимённом прогибе. Известны здесь нефтяные, газонефтяные и газовые месторождения (около 30) приуроченные к сложнопостроенным, нарушенным антиклиналям, на которых нефтеносны терригенные и карбонатные породы, средней, верхней юры и нижнего мела. Большая часть месторождений мелкие по запасам. Наиболее крупные Брамберге (25 млн.т) и Георгсдорг (20 млн.т). Газоносны на ряде месторождений ареала верхнекаменноугольные, пермские и триасовые отложения.

В восточной части Центральноевропейского НГБ залежи нефти и газа выявлены в Познанской впадине – на Предсудетской моноклинали, где выделяются два ареала зон газонакопления, объединяющих около 50 месторождений (И. В. Высоцкий, 1990 г.) с залежами в основном в карбонатных породах верхней перми и песчаниках нижней перми. На северо-западном погружении Предсудетской моноклинали выделяется небольшой ареал преимущественно нефтенакопления, объединяющий более 15 месторождений. На Поморском поднятии, осложняющем северо-западную часть Среднепольского вала, выявлено 13 нефтяных, газонефтяных и газовых месторождений. Кроме пермских отложений здесь продуктивны нижне- и верхнекаменноугольные отложения.

Единичные газовые месторождения выявлены в Краевом прогибе в девонских и верхнекаменноугольных отложениях.

В Балтийской синеклизе по современным схемам нефтегеологического районирования выделяется одноимённая НГП, строение которой рассмотрено в учебном пособии (Колотухин А. Т. и др., 2013 г.).

По материалам И. В. Высоцкого (1990 г.) в пределах Центральноевропейского бассейна выявлено к концу 80-ых годов 450 месторождений нефти и газа. К концу 2007 года только в Североморской синеклизе известно 270 месторождений (Метлина, 2007 г.), а всего в бассейне выявлено более 570 месторождений. Степень разведанности его составляет 68% (Грунис Е. Б.,2009 г.). Основные перспективы в бассейне связывают с акваториями.

Нефтегазоносная провинция Западно-Европейской платформы.

В пределах этой провинции расположены нефтегазоносные бассейны, связанные с синеклизами (Парижский), грабенами (Рейнский, Тюрингский). Валенсийский НГБ приурочен к периконтинентальной впадине (пассивная окраина континента).

Наиболее важными бассейнами в этой провинции являютс Парижский на территории Франции и Рейнский (Германия и Франция).

Парижский НГБ занимает центральную часть Парижской синеклизы с наибольшей глубиной позднепалеозойского складчатого фундамента, 3,5 км юго-восточнее Парижа. В подошве бассейна находится пермская моласса, заполняющая грабены. Основную часть разреза образуют мезозойские терригенные и карбонатные , в верхнем триасе известны соленосные отложения. Нефтеносность бассейна установлена в 1958 г , к 90 годам прошлого века выявлено около 20 нефтяных месторождений, приуроченных к небольшим пологим брахиантиклиналям с залежами в триасе, юре и нижнем мелу. Основная продуктивная толща в средней юре. Месторождения Куломм, Шартрет и др.

Рейнский НГБ занимает узкий внутриплатформенный грабен субмеридионального направления. Заполнен пермскими, триасовыми, юрскими, эоценовыми, олигоценовыми и неогеновыми отложениями с максимальной мощностью 8 км, из которых более 5 км приходится на кайнозойские отложения, которые накапливались в процессе формирования грабена. Позднепалеозойский фундамент разломами расчленен на ряд различно опущенных и приподнятых блоков. Поперечные приподнятые блоки фундамента расчленяют бассейн на три впадины (с севера на юг) Пешельброннскую наиболее крупную и прогнутую, занимающую 2/3 всего грабена и две меньше (Селестинская, Соленосный калиевый бассейн). Нефтеносность бассейна связана с триасовыми, юрскими, палеогеновыми и неогеновыми отложениями терригенными и карбонатными. Месторождения связаны с приподнятыми и наклоненными блоками, пласты в которых изогнуты в полукупола и полубрахиантиклинали. Залежи преобладают тектонически экранированные, реже сводовые нарушенные. Зоны нефтегазонакопления группируются вдоль крупных сбросов продольных и поперечных. Наиболее крупные месторождения: Пешельброни (эксплуатируется с 1888 г). Структура месторождения разбита нарушениями на блоки, распложено на заднем борту грабена. Залежи тектонически экранированные связаны с песчаниками среднего триаса, песчаниками и верхнего триаса, средней юры и песчаниками олигоцена; Штокштадт- газонефтяное месторождение расположено на северо-востоке грабена. Газовые залежи в песчаниках миоцена, нефтяная в песчаниках палеогена.

В бассейне выявлено более 30 месторождений (В.И Высоцкий, 1990г.).

Нефтегазоносная провинция предгорных прогибов альпийских горноскладчатых сооружений южной Европы.

В пределах этой провинции выделяются Аквитанский, Предальпийский, Северо-Предкарпатский и Предкарпатско-Балканский НГБ.

Предкарпатско-Балканский НГБ один из наиболее крупных и сложно построенных НГБ провинции предгорных прогибов. Он приурочен к крупной впадине, расположенной между Карпатско-Балканской складчатой системой на западе и юге, складчатым сооружением Добруджи на востоке и юго-западным склоном Восточно-Европейской платформы на северо-востоке. Нефтегазоносность бассейна известна с 1810 г.

В бассейне выделяются четыре основных структурных элемента. 1. Складчатый борт краевого прогиба Восточных Карпат (Бухушская впадина). 2. Платформенный борт (Пруто-Сиретский) краевого прогиба Восточных Карпат. 3. Плоештинско-Фокшанская впадина, расположенная на месте смены субмеридионального направления Восточных Карпат на почти широтное. 4. Молодая Карпатско-Балканская впадина, наложенная на эпибайкальскую (Мизийскую) плиту.

Бухушская впадина представляет собой синклинорий, сложенный меловыми, палеогеновыми и миоценовыми породами. В миоцене развиты соли, кроме этого в разрезе участвуют терригенные, карбонатные, кремнистые и битуминозные сланцы, мощностью до 7 и более км. Бухушская впадина образована системой линейно-вытянутых и наклоненных на восток складок. Западная часть впадины перекрыта Краевым надвигом Карпат. Нефтеносность впадины в основном связана с песчаниками Клива олигоценового возраста, продуктивны также эоценовые и миоценовые отложения. Основные зоны НГН образуют Мойнештинско-Ойтузкий ареол, где месторождения связаны с поднадвиговыи антиклиналями (Фоале-Мойнешти и др.). Всего в Бухушской впадине известно около 30 нефтяных месторождений (И.В. Высоцкий, 1990 г.).

Пруто-Сиретский платформенный борт представляет собой моноклиналь, погружающуюся по системе сбросов на запад, на юго-востоке осложненной впадиной, вытянутой в северо-западном направлении. В разрезе принимают участие палеозойские (кембрийские, ордовикские, силурийские, девонские) отложения, вскрытые в отдельных скважинах , юрские, меловые и миоценовые отложения максимальной мощностью более 3 км, среди них наибольшей мощностью отличаются сарматские отложения (1,5 км), а на юге до 2,5 км. Основная газоносность этого борта связана с миоценом. В основном в Молдавии известно полтора десятка месторождений, большая их часть образует зону газонакопления Роман-Сэкуяни.

Плоештинско-Фокшанская впадина наложена на структурный план, сформировавшийся в позднесарматское время. Ее северная центриклиналь находится на юге платформенного борта прогиба Восточных Карпат, западная широтная наложена на краевой прогиб и прилегающую часть Карпатско-Балканской впадины. С поверхности она сложена терригенными плиоценовыми отложениями мощностью до 4-5 и более км. Ниже в разрезе развиты миоценовые терригенные и соленосные отложения мощностью до 1,5 км и палеогеновые песчано-глинистые отложения мощностью ???.

Крылья Плоештинской центриклинали осложнены линейной складчатостью, интенсивность которой в основном зависит от соляных толщ тортонского и (или) аквитанского возраста. Северо-восточное крыло центриклинали (Бузэусское) наиболее приподнято, здесь развиты крупные и взбросовые складки, осложненные внедрением соли, сильно нарушены.

Сложно построены, сильно нарушены складки северного крыла центриклинали, они имеют 5 этажное строение. В южном направлении складки становятся более простыми, они осложняют южный платформенный склон Плоештинско-Фокшанской впадины. В его пределах выклиниваются сначала палеогеновые , потом миоценовые (фсарматские) отложения.

В пределах Плоештинской центриклинали Плоештинско-Фокшанской впадины известно около 50 нефтяных и газовых месторождений. Значительная их часть сконцентрирована в Северо-Плоештинском ареале ЗНГН. Наиболее крупной является зона Подени-Морени. Продуктивны плиоценовые и миоценовые отложения, но основные залежи в меотическом ярусе.

В Бузэусском ареале ЗНГН продуктивны олигоценовые, миоценовые и плиоценовые (вплоть до понтического яруса) отложения.

Южное платформенной крыло Плоештинской центриклинали характеризуется повышенной газоносностью плиоценовых отложений, здесь выделяется Плоештино-Бузэусский ареал ЗГН.

На западе в районе г. Питешти Плоештинская центриклиналь ограничена Питештинским поднятием, отличающимся исключительно сложной тектоникой, значительным развитием сбросов, в связи с чем структуры здесь представлены системой блоков. Нефтегазоносны здесь миоценовые и плиоценовые отложения, а небольшие месторождения нефти образуют Питештинский ареал ЗНН.

Карпатско-Балканская впадина (Мизийская плита) представляет собой наиболее крупный структурный элемент Предкарпатско-Балканского НГБ. На севере ее выделяется Предъюжнокарпатский прогиб, на юге Северо-Болгарское поднятие, в центре наиболее прогнутая и сложно построенная срединная часть Карпатско-Балканской впадины.

Предъюжнокарпатский прогиб на востоке представлен Северо-Питештинским, а на западе Гетским прогибами. Нижняя часть прогиба образована вероятно юрскими отложениями, залегающими на древнем кристаллическом фундаменте. Кайнозойские отложения представлены олигоценом незначительной мощности, миоценом мощностью до 2,5 км и плиоценом мощностью до 2,1 км, из которых меотические отложения имеют мощность около 1 км. В Предъюжнокарпаткском прогибе развиты антиклинальные зоны наиболее резко выраженные на севере и более пологие типично платформенные на юге. Наибольшее количество антиклинальных линий прослеживается в Гетском прогибе, с ними связаны зоны НГН, которые образуют Былтенинский ареал ЗНГН. Здесь известны два сравнительно крупных месторождений нефти Былтени и Циклени. Продуктивны плиоценовые и миоценовые отложения. В восточной части Предъюжнокарпатского прогиба выделяют два ареала ЗНГН. На месторождения здесь продуктивны в основном миоценовые отложения. Всего в предъюжнокарпатском прогибе известно более 30 нефтяных и газовых месторождений.

Срединная часть Карпатско-Балканской впадины сложена палеозойскими, мезозойскими и сарматско-плиоценовыми отложениями. Разрез начинается с кварцитов и сланцев кембрия и ордовика мощностью 1100 м, выше залегают глинистые сланцы силура мощностью до 500 м. девонские отложения терригенные и карбонатные имеют максимальную мощность 2,5 км. Каменноугольные терригенные и карбонатные отложения- до 1,5 км, пермские песчано-глинистые отложения с прослоями ангидритов- 500-1000 м на юге до 2 км. Мощность карбонатных и терригенных триасовых отложений 1300-3000 м, юрские терригенные и карбонатные отложения- 2400м, на юге (в Болгарии) мощность верхнеюрских карбонатных пород возрастает до 2,5 км. Меловые карбонатные и глинисто-карбонатные породы имеют мощность до 1 км. На размытой поверхности меловых отложений залегают карбонатные отложения сарматского яруса миоцена мощностью 190-550 м и заканчивается разрез плиоценовыми отложениями мощностью 200-400 м.

Структурный план срединной части Карпатско-Балканской впадины определяется рядом крупных выступов фундамента, эти выступы хорошо проявляются в доюрском структурном плане залеганием юрских отложений непосредственно на палеозойских. С запада на восток выделяются поднятия: Стрехайское, Опташско-Слатинское и др. Мощность осадочного чехла на этих поднятиях 2-3,5 км. Ограничены эти поднятия впадинами Рошиорской и др. Месторождения в срединной части Карпатско-Балканской впадины приурочены к пологим платформенным поднятиям, некоторые из них отражают эрозионные выступы в рельефе меловых отложений. Месторождения объединяются в три основных ареала ЗНГН. Продуктивны девонские, триасовые, миоценовые и плиоценовые отложения на западе; среднеюрские, нижнемеловые, миоценовые и плиоценовые на востоке.

Крайний западный Крайовский ареал ЗНГН расположен на западном склоне Опташско-Слатинского поднятия и объединяет 10 нефтяных и газовых месторождений. Наиболее часто продуктивны триасовые и среднеюрские отложения, газовые залежи выявлены в плиоценовых песчаниках, на одном месторождении на севере нефтеносны доломиты девонского возраста.

Более крупный Слатино-Бухарестский ареал (более 20 месторождений) преимущественно нефтеносный расположен на южном склоне Опташско-Слатинского поднятия. Преимущественно известняки нижнего мела и песчаники миоцена. Выделяются своими размерами месторождения Виделе-Блэжешти, Картожани и др.

Северо-восточнее выделяются Бухарестско-Браиловский ареал зон НГН, объединяющий свыше 20 месторождений. Для него характерна повышенная газоносность, связанная с песчаниками плиоцена. На ряде месторождений продуктивны нижнемеловые и миоценовые отложения.

На юге Мизийской плиты выделяется крупное Северо-Болгарское поднятие, имеющее блоковое строение. На наиболее приподнятых блоках на востоке под верхнеюрскими отложениями вскрыты девонские породы.

На западе Северо-Болгарское поднятие сочленяется с Ломской впадиной, где фундамент погружается до 6 км. Для Ломской впадины характерно появление в разрезе палеогеновых и нижнемиоценовых отложений. Разрез вскрыт на глубину более 4 км до среднетриасовых пород.

В Ломской впадине нефтегазоносны известняки и доломиты триаса и нижней юры, месторождения известны на восточном борту впадины и на западном крыле Плевенско-Карабийского поднятия. (Долни-Дыбникское и др.)

Предкарпатско-Балканский НГБ, насчитывающий более 210 месторождений нефти и газа (газовых 51), отличается сложным строением и широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности.

Нефтегазоносность Северо-Предкарпатского НГБ связана с отложениями всего фанерозоя, но основные ресурсы газа приурочены к миоценовым, меловым и юрским отложениям, а нефти- к палеогеновым породам. Месторождения, выявленные на складчатом борту бассейна, образуют Бориславско-Покутский ареал на территории Украины. Здесь известно 25 нефтяных месторождений с залежами в песчаниках палеогена и мела.

В пределах платформенного борта бассейна выделяется несколько ареалов ЗНГН, залежи выявлены в коре выветривания гранитов протерозоя, в кембрийских, ордовикских, силурийских, девонских, триасовых, юрских, меловых, палеогеновых и миоценовых отложений. Всего в пределах платформенного склона, в основном на территории Польши выявлено более 80 газовых, 12 нефтяных и газонефтяных и 3 газоконденсатных месторождений.

Предальпийский (Среднеевропейский) НГБ расположен на территории Германии, Западной Австрии и Восточной Швейцарии и занимает предгорный прогиб Альп и прилегающую южную часть эпигерцинской платформы. Платформенный борт представляет моноклиналь с фундаментом, сложенным породами от кристаллических докембрийских до сильно дислоцированных раннекаменноугольных. Осадочный чехол платформенного склона начинается с пермских отложений и включает мезозойские и эоценовые отложения. Южнее Дуная простирается обширное поле развития мощной олигоцен-неогеновой молассы, выполняющий передовой прогиб Альп. В пределах этого прогиба выделяется широкая внешняя (платформенная) часть и узкая внутренняя складчатая зона. Молассовый комплекс, слагающий южную часть бассейна, имеет мощность более 3,5 км.

Нефтегазоносность бассейна выявлена в 1953 г в пределах платформенного склона молассового прогиба. Месторождения приурочены к сложно построенным прерывистым зонам поднятий в молассовом прогибе и образуют три ареала ЗНГН. Восточно-Боварский, Зпадно-Боварский и Верхеавстрийский в которых выявлено около 100 месторождений (И.В. Высоцкий 1990 г). Нефтегазоносны песчаники миоцена, палеогена, мела, верхней и нижней юры и известняки эоцена, средней юры и верхнего триаса.

Основные запасы нефти и газа сконцентрированы в резервуарах палеогенового возраста.

Небольшие нефтяные месторождения известны были на складчатом борту. Все месторождения отличаются небольшими запасами.

Аквитанский НГБ находится на юге Франции и приурочен к крупной асимметричной впадине, южная часть которой представлена Предпиренейским прогибом, а северная большая часть – широким и пологим склоном эпигерцинской платформы. На западе и северо-западе бассейн включает континентальный шельф, слон и подножие.

Платформенный борт бассейна в средней части осложнен Аркашонским прогибом, с глубиной домезозойского фундамента более 3 км, южнее расположен свод Ланды (срединный порог) наиболее хорошо выраженный в субаквальной части бассейна. На юге бассейна располагается Предпиренейская впадина, которая надвигом делится на два параллельных прогиба – Адур и Верхнемелового флиша. Южный борт последнего местами перекрыт Северо-Пиренейским надвигом. Для Предпиренейской впадины характерно проявление соляной тектоники.

Аквитанский НГБ выполнен преимущественно мезозойскими отложениями, которые подстилаются пермскими породами. В триасовых и юрских отложений, которые преимущественно карбонатные, развиты соли.

В Аквитанском бассейне выявлено более 20 нефтяных и газовых месторождений. Последние сосредоточены преимущественно в прогибе Адур, приурочены к хорошо выраженным брахиантиклиналям, нарушенным. Массивные залежи газа преимущественно связаны с известняками и доломитами верхней юры и неокома. Наиболее крупные месторождения Лак связано с крупным поднятием. Размеры газовой залежи 15х10 км, высота 500 м. начальные запасы около 400 млрд.м³. дебиты скважин достигали 1 млн.м³/сут. Газ отличается повышенным содержанием СО₂ (8-9%) и сероводорода (до 17%).

В Аркашонском прогибе (на материке) выявлено более 10 нефтяных месторождений. Залежи установлены в песчаниках альба, апта, известняках и доломитах неокома и юры.

Наиболее крупным нефтяным месторождением является Паренти (20 млн.т.)

Нефтегазогеологическая провинция межгорных впадин альпийской складчатости и южной Европы и Средиземноморья.

Эта провинция объединяет Трансильванский, Паннонский, Адриатический, Венский, Центральнокарпатский нефтегазоносные бассейны. Среди них наиболее важные по количеству месторождений Паннонский и Адриатический.

Паннонский НГБ расположен на территории Венгрии, бывшей Югославии, Румынии, Австрии и бывшей Чехословакии и приурочен к одноименной межгорной впадине, развивающейся на срединном массиве допозднекаменноугольного возраста.

В строении бассейна принимают участие осадочные породы каменноугольные, пермские, мезозойские и кайнозойские отложения, слагающие два структурных этажа: нижний (доорогенный), образованный верхнепалеозойскими, мезозойскими и палеогеновыми породами, и верхний (орогенный) - неогеновый. Нижний этаж сложен сланцами, карбонатными, терригенными, эффузивными породами и флишем мощностью 9-15 км. Верхний этаж сложен терригенными, вулканогенными породами с маломощными прослоями карбонатных пород и солью (миоцен) в Закарпатском прогибе. Максимальная мощность его 7 км.

Нижний структурный этаж расчленен на ряд блоков приподнятых и опущенных и ограниченных разломами четырех направлений северо-восточном, северо-западном (динарском), субмеридиональном (банатском) и северо-западном (восточно-карпатском). Приподнятым блокам нижнего этажа соответствуют поднятия, а опущенным-впадины верхнего этажа. Наиболее крупным выступом фундамента являются Баконьский, выраженный Средневенгерскими горами Бакони и Вертеш, к западу от него выделяется Малая Венгерская впадина. К юго-востоку от Баконьского выступа находится небольшой складчатый блок, погребенный под неогеновыми отложениями. На северо-восточном погружении этих приподнятых элементов нижнего этажа выделяется неглубокая Венгерская палеогеновая впадина, а в верхнем этаже обширная Среднедунайская (Большая венгерская) впадина. На юго-западе она осложнена небольшими выступами палеозойских и мезозойских пород в горах Мечек и Вилани. На северо-востоке впадина осложнена глубоким Дебреценским грабеном, вытянутым в северо-восточном направлении и заполненным верхнемеловым и палеогеновым дислоцированным флишем, перекрытым неогеновыми отложениями.

На юго-западе бассейна вдоль разломов северо-западного направления выделяется два протяженных (800 км) , узких (до 50 км) грабена, заполненных неогеновыми отложениями мощностью до 5 км. Между грабенами (Дравским и Савским) выделяется пологое поднятие фундамента, которому соответствует горы Папук и Фрушка.

С разломами субмеридионального направления связано образование Банатского грабена на востоке бассейна, к северо-востоку от грабена находится Арадский структурный нос, вытянутый в меридиональном направлении. На северо-востоке бассейна разломы восточнокарпатского направления образуют систему горстов и грабенов, которые с юго-запада ограничивают тыловой Закарпатский прогиб.

Нефтегазоносность в бассейне связана с песчаниками плиоцена, известняками тортонского яруса миоцена, песчаниками сарматского яруса миоцена, олигоцена, известняками верхнего мела и триаса. Нефтегазоносность установлена в 1885 г, хотя колодезная добыча нефти известна с 1856 г. К началу 90х годов прошлого века выявлено более 270 месторождений, в том числе 208 нефтегазовых, газоконденсатных и гзовых.

Нефтегазоносны большая Венгерская впадина, преддинарская часть бассейна. Небольшие газовые месторождения известны в Малой Венгерской впадине и Закарпатском прогибе.

Сравнительно большой ареал ЗГН приурочен к Дебреценскому грабену (более 20 преимущественно газовых месторождений). Основные залежи в нижнем плиоцене, в меньшей степени в миоцене и флише. На одном месторождении газоносны палеозойские породы.

Южнее выделяются Банатский ареал ЗНГН и Арадская зона. В Банатском ареале известны сравнительно крупные газонефтяные месторождения Кикинда, Кикинда-Варош и наиболее крупное газонефтяное месторождение Алдье (38 пластов в нижнем плиоцене). Кроме этого на месторождениях ареала известны скопления нефти в коре выветривания фундамента (Кикинда).

В пределах преддинарской части бассейна (бывшая Югославия) нефтяные, в меньшей степени газовые месторождения образуют две зоны НГН - Савскую на юге и более крупную Дравскую на севере. Месторождения связаны с небольшими, нарушенными брахиантиклиналями. Продуктивные песчаники плиоцена, в меньшей степени миоцен. Всего в преддинарской части бассейна известно 52 месторождения. Среди них наиболее крупные Стружец, Жутица и Гойло.