Вестник Кольского научного центра РАН. 2010, №1.

континента [4]. К сожалению, эти параметры, по всей вероятности, останутся величиной неизвестной, поэтому вопрос о возможном накоплении газогидратов данного возраста дискуссионен. Фрагменты описываемого комплекса, представленного самыми верхними частями разреза, сегодня наблюдаются в зоне сочленения архейского фундамента Восточно-Европейской платформы (ВЕП) и Баренцевоморско-Печорской плиты (БПП). Отсутствие конвергентной границы субдукционного типа и большая (больше 20 км) глубина погребения потенциально нефтегазоносных комплексов рифея в этой зоне на первый взгляд сводят на нет их экономический потенциал. Однако, как будет показано далее, наложенные процессы каледонского и герцинского этапов тектогенеза могли и, возможно, привели к мобилизации углеводородов данного возраста, их трансформации и вторичной миграции в верхние структурные этажи. Наиболее мощные этапы приращения нефтегазового потенциала региона связаны с процессами каледонской и герцинской фаз тектогенеза, которые, с одной стороны, привели к формированию крупных и уникальных месторождений в пределах Свальбардской, Печорской, Северо- и Южно­ Карской плит, а с другой - вскрыли захороненные нефтегазоносные комплексы предыдущего (рифей- вендского) периода. Известно, что наиболее богатые залежи углеводородов формируются при надвигании островных дуг или активных окраин континентов на пассивные при закрытии разделяющего их океана. При этом образование первично-миграционных залежей происходит как за счет мобилизации рассеянного в осадках органического вещества, так и в результате поступления углеводородов из зоны субдукции [2]. Именно такой сценарий мог развиваться при закрытии океана Япетус, что привело к миграции нефти и газа из зоны высоких давлений, к которым относится Каледонская складчатая система, в область тектонической разгрузки. Вектор миграции при этом, как правило, перпендикулярен оси складчатости, а расстояние может достигать 500-600 км (рис. 1). Разнонаправленность путей миграции, отраженная на рис. 1, свидетельствует о двустадийном закрытии океана, в результате которой сначала Гренландская плита субдуцировала под Свальбардскую, а затем она же стала погружаться под архейские и раннепротерозойские комплексы Балтийского щита. В это же время произошла активизация и интенсивное развитие Норвежско- Мезенской системы рифтов, что могло уже на данном этапе привести к формированию крупных скоплений газогидратов в ее пределах. Клинообразное развитие рифта (грабен Варангер) в угловом перегибе Каледонид, его активная гидротермальная деятельность и развитый на плечах магматизм свидетельствуют о том, что в нижних частях разреза могли формироваться газогидраты, подобные выявленым на современном континентальном склоне Баренцевоморского шельфа [4]. Кроме того, Варангер-Канинская ветвь рифтов вскрывает толщи захороненной ранее пассивной окраины континента и под действием их интенсивного прогрева позволяет мигрировать углеводородам вверх и в стороны по системе осевых и трансформных разломов. Именно с этим процессом следует, вероятно, связывать повышенный нефтегазовый потенциал полуостровов Варангер, Рыбачий и о. Кильдин, так как там выявлены сбросо-сдвиговые структуры данного типа. Следует отметить, что горизонтальные амплитуды смещения по ним достигают 100­ 150 м (иногда 1 км), а вертикальная составляющая около 60 м. Потенциальными ловушками могут служить и соляные диапиры, в избытке развитые в непосредственной близости от побережья Кольского полуострова и маркирующие ось рифта [5, 6]. Правильность нашего предположения подтверждается недавним открытием крупного месторождения нефти в 45 км к северу от п-ова Варангер в Норвежских территориальных водах. Анализ типов углеводородного сырья, временных интервалов их накопления и локализации, а также характера проявления нефтегазогенерирующих событий показывает, что в Северном и Норвежском морях перечисленные параметры резко отличны от прилегающих территорий Восточно- Баренцевоморского, Карского и Печорского бассейнов (рис. 2). Обращает на себя внимание то, что месторождения газоконденсатов в юго-западном и западном обрамлении ВЕП и Балтийского щита залегают в более древних осадочных комплексах, тогда как нефтяные - в более молодых. В восточных же областях региона наблюдается обратная картина. По-видимому, эти различия связаны с тем, что каледониды Норвегии и, в частности, нефтегазоносный бассейн Северного моря, сформированный в это же время, претерпели повторную мощную тектоно-термальную активизацию герцинского возраста. При этом нефтяные месторождения, связанные с каледонским этапом развития, не были обнаружены на стадии поисков данного вида сырья, что привело к формированию кажущегося обратного тренда типов месторождений УВ, отличного от соседних нефтегазоносных провинций. 68