Вестник Кольского научного центра РАН. 2010, №1.

Распределение в пространстве нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей Тимано-Печорского бассейна показывает, что последние чаще всего приурочены к Предуральскому прогибу и областям проявления синорогенного магматизма герцинского этапа. Наиболее характерным примером такого рода может служить крупное Вуктыльское месторождение. Вероятнее всего, природа возникновения большинства газоконденсатных скоплений этого региона тесно связана с синколлизионным магматизмом и может быть отнесена ко вторичным образованиям. В результате внедрения крупных магматических тел в богатые УВ нефтематеринские комплексы происходил повторный термолиз и возгонка нефтегазовых скоплений, приведшая к их разделению на преимущественно газоконденсатную и битумную составляющие. Следует отметить, что скопления природных битумов многочисленны и практически повсеместно проявлены в пределах основных структур Тимано-Печорского бассейна. На это указывают и данные по геотектоническому анализу условий локализации УВ. Так, основная часть нефтяных залежей в ордовик- раннедевонских комплексах в основном тяготеет к областям активных и умеренных прогибаний фундамента, а в позднедевонский-раннекаменноугольный период - к поднятиям. В нефтегазовых и газоконденсатных комплексах наблюдается обратная картина [11]. Из этого может следовать, что в доколлизионный период происходила нормальная дифференциация УВ, которые разделялись по плотности, удельному весу и миграционным свойствам, тогда как в процессе развития коллизии этот тренд поменялся на обратный. Такого рода смена трендов миграции УВ на рубеже девона и карбона может указывать на начало проявления процессов тектогенеза герцинского этапа развития, которые привели к нарушению нормальной последовательности дифференциации, переработке части первично-миграционных УВ и формированию вторичных газоконденсатных залежей, а также к усложнению нефтегазоконтролирующей структурной организации (складчатости) осадочных комплексов Тимано-Печорского бассейна. В результате этих событий сложилась закономерная картина распределения во времени УВ (рис. 2), при которой наиболее древними являются нефтяные и нефтегазовые залежи, а более молодыми - газовые и газоконденсатные. При этом месторождения нефти в ордовик-нижнедевонских отложениях Хорейверской впадины и Варандей-Адзъвинской складчатой зоны отражают максимальную степень проявления складчатости и метаморфизма. Возможно, именно поэтому развитые здесь нефти характеризуются максимальной дегазированностью и повышенной плотностью [9]. Среднедевонско-нижнекаменноугольные отложения Ижма-Печорской синеклизы, по нашему мнению, обогащены двумя различными по возрасту формирования УВ-комплексами. Ведь именно в этой области и, особенно в ее юго-западной части, произошло смешение рифейских и герцинских, преимущественно, нефтяных залежей, которые мигрировали в девон-карбоновые отложения в результате проявления более поздних процессов. Наиболее ярким примером нефтегазоносности рифейского этапа развития является Ярегское месторождение, которое сегодня залегает в комплексах девонского возраста. Раннепермский-позднетриасовый период в исследуемом регионе характеризуется наибольшим разнообразием типов УВ, что, несомненно, отражает характер и степень проявления наложенных тектоно- термальных процессов в Тимано-Печорском бассейне. Показательно то, что миграция УВ во времени здесь продолжалась и в более поздние эпохи, что привело к образованию нефтематеринских пород вплоть до позднетриасового времени, т.е., по крайней мере, еще около 20 млн лет после отмирания основной фазы тектоно-магматической активности орогена (рис. 2). Это является признаком инертности процессов, ставших причиной формирования месторождений данного типа, а также подвижностью самих УВ в условиях существования определенных параметров полей напряжения. Следует отметить, что в соседних областях нефтеконтролируюшие структурно-вещественные комплексы имеют еще более молодой возраст и в Восточно-Баренцевоморском бассейне ограничены верхнеюрскими образованиями, а в Южно-Карской и северной части Западно-Сибирской провинции - верхнепермскими комплексами (рис. 2). Столь значимое смещение во времени и локализация в пространстве процессов нефтегазообразования, с одной стороны, указывает на возможную принадлежность этих регионов к разным нефтегазовым бассейнам (областям, провинциям), а с другой - на долговременность проявления постколлизионных тектоно-термальных событий и постепенной релаксации напряженного состояния сформированной геодинамической системы. Наряду с влиянием структурообразующих коллизионных событий и вызванных ими же полистадийных проявлений магматизма, на процессы формирования месторождений тех или иных видов УВ, по мнению авторов настоящей статьи, существенное влияние имеет степенная функция возникающих в литосферной плите полей напряжений. Другими словами, если изучаемый регион характеризуется наличием более высоких параметров полей напряжения, нежели в соседних с ним областях, то в нем процессы миграции будут протекать дольше. При этом максимальная степень проявления такого рода процессов могла приводить к дегазации месторождений нефти, что и наблюдается в Тимано-Печорском бассейне, фундамент которого оказался зажатым между Русской и Западно-Сибирской литосферными 74