Вестник Кольского научного центра РАН. 2010, №1.

привели к насыщению взброшенных и подвергшихся интенсивной складчатости ордовик-силур- девонских осадочных комплексов первично-миграционной нефтью в Варандей-Адзъвинской структурной зоне и Хорейверской впадине. Кроме того, перечисленные процессы способствовали высвобождению и миграции в верхние структурные этажи захороненных УВ из окраинно­ континентальных образований рифейского этапа развития в Ижма-Печорской синеклизе. Южно-Карский регион представляет собой автохтон, надвинутый на Баренцевоморскую плиту, и, по сути, является северо-западным продолжением Западно-Сибирской плиты. В результате этого в тылу зоны коллизии была сформирована эшелонированная система вытянутых узких антиклиналей (мегавалов), простирание которых отражает ее геометрию (рис. 3). Процессы миграции УВ всегда закономерно отражают векторы изменения полей напряжений, которые совпадают с кратчайшим путем их перемещения из зоны повышенных давлений в области тектонической разгрузки. При этом расстояния, на которые они способны мигрировать, могут достигать 500-600 км. На рис. 1 и 4 показаны направления миграции нефти, сформированные на рифейском, каледонском и герцинском этапах тектогенеза. Там же отмечены и площади, в пределах которых осадочные образования чехла могут быть в той или иной степени насыщены УВ (рис. 1). При этом скрещивание осей векторов миграции должно приводить к максимальному обогащению осадочных комплексов скоплениями нефти и газа, а их расхождение к появлению секторов обеднения углеводородами. Геолого-структурный анализ исследуемого региона показывает, что нефтегазовый потенциал чехольных комплексов Южно- и Северо-Карской плит должен быть существенно большим, нежели акватория Баренцевоморского шельфа. Столь же богатыми являются северная и северо-восточная части Тимано-Печорской плиты и, особенно, Печоро-Колвинский авлакоген и Хорейверская впадина (рис. 4). В большинстве случаев структурными ограничителями и концентраторами на пути миграции нефти служат узкие линейные антиклинали (мегавалы), вдоль которых шел их сброс и формирование крупных скоплений УВ (рис. 1, 4). В отношении Тимано- Печорской плиты характерным является факт существенного обеднения северной части Ижма- Печорской синеклизы месторождениями нефти и газа. По-видимому, это связано с тем, что пути их миграции были ограничены Печоро-Кожвинским и Шапкина-Юрьяхинским мегавалами, которые расположены на границе означенной синеклизы и Печоро-Колвинским авлакогеном (рис. 4). В южной части Ижма-Печорской синеклизы за счет территориальной сближенности Уральской складчатой системы и Тиманского кряжа в толще осадочного чехла могло произойти совмещение в пространстве углеводородных комплексов рифейского и герцинского этапов. Процессы концентрации УВ в осадочном чехле литосферных плит предполагают их возрастную корреляцию с генерирующими событиями. В нашем случае таковыми являются процессы окраинно­ континентального осадконакопления в рифее и две фазы тектогенеза: каледонская и герцинская (рис. 2). Географическое разделение территорий проявления каледонского и герцинского этапов складчатости в описываемом регионе, по-видимому, привело к формированию независимых нефтегазоносных бассейнов, процессы формирования концентраций УВ в которых протекали по-разному. Как уже было отмечено, характер состава и возрастных интервалов локализации нефтяных и газоконденсатных месторождений Северного и Норвежского морей отличен от аналогичных комплексов Баренцево-Карского региона и в данной статье не рассматривается. В пределах Тимано-Печорского, Восточно-Баренцевоморского и Ямал-Южно-Карского бассейнов нефтематеринскими для первично и вторично миграционной нефти и газа являются не только одновозрастные события тектогенеза, но и более древние или молодые структурно-вещественные комплексы осадочного чехла (рис. 2). Обращает на себя внимание тот факт, что развитые в пределах Тимано-Печорского бассейна скопления УВ закономерно распределены во времени и пространстве. Так, в осадочных комплексах ордовика, силура и девона сконцентрированы нефтяные залежи, тогда как в перми-триасе-нефтяные, газовые и газоконденсатные. В пределах Восточно-Баренцевоморской впадины нефтяные месторождения не выявлены, а газоконденсатные сконцентрированы в позднепермских- позднеюрских отложениях. Ямал-Южно-Карский регион характеризуется еще более молодым возрастом локализации нефтегазовых и газоконденсатных месторождений, которые сопряжены со среднетриасовыми-раннемеловыми комплексами (рис. 2). Столь явно выраженный в пространстве и времени тренд изменчивости состава, типов и зон локализации УВ, по-видимому, имеет двоякую природу. С одной стороны, на его возникновение оказывали влияние структурообразующие геодинамические процессы, а с другой - вызванное ими же полистадийное проявление магматизма, как в самой зоне коллизии, так и за ее пределами. 73