Вестник Кольского научного центра РАН. 2010, №1.

плитами. В целом, изучение вопросов пространственного распределения полей напряжений очень важно для обоснования нефтегазового потенциала территорий, однако в настоящее время исследования в данном направлении практически не ведутся, что не позволяет нам оперировать физическими параметрами состояния среды, а дает возможность ограничиваться лишь предположениями и знанием общих закономерностей физики проявления процессов миграции УВ. Рассмотрение условий формирования осадочно-вулканогенных комплексов чехла Баренцевоморско-Карского региона с данной точки зрения позволяет нам с высокой степенью достоверности предположить, что поле напряжения восточной части Баренцевоморской (Свальбардской) плиты характеризовалось в постгерцинское время меньшими значениями, нежели в Северо- и Южно-Карском регионах. Связано это прежде всего с геометрическими особенностями очертаний коллизионного шва, маркирующего зону столкновения литосферных плит. На рис. 1 и 3 видно, что в тыловой части Новоземельского и Таймырского сегментов коллизионной зоны наблюдается скрещивание векторов максимального проявления структурообразующих процессов, а в Восточно-Баренцевоморском регионе, наоборот, их расхождение. Таким образом, исходя из означенных выше закономерностей, в Северо-Карском, Южно-Карском регионах и на п-ове Ямал нефтегазовый потенциал месторождений будет существенно выше, нежели в Восточно- Баренцевоморском бассейне, а возраст самих месторождений меньше (рис. 2). Здесь следует оговориться, что степень коллизионного воздействия на чехольные комплексы в Южно-Карском регионе и на п-ове Ямал, по-видимому, не привела к масштабной дегазации первично миграционных нефтей, и они представлены нефтегазовыми образованиями, в отличие от аналогичных месторождений Тимано-Печорского бассейна. В этой же связи следует рассматривать и эпохи проявления син- и постколлизионного магматизма, с которыми часто сопряжены вторично-миграционные скопления газоконденсатов [7] (рис. 2). Крайне неоднородная степень изученности потенциально нефтегазоносных территорий приводит нас к тому, что, выражаясь математическим языком, приходится решать систему уравнений со многими неизвестными. Так, например, оценивая перспективы нефтегазоносности Восточно-Баренцевоморского бассейна, мы вынуждены оперировать немногочисленными геолого-геофизическими данными, которые, несмотря на это, позволили выявить целый ряд очень крупных и уникальных по запасам месторождений газового и газоконденсатного типов в верхних (триас-меловых) структурных этажах осадочного чехла. К таковым можно отнести Штокмановское и Ледовое месторождения газоконденсатов, а также Лудловское газовое месторождение. При этом наиболее глубокая скважина в рассматриваемом регионе пробурена до отметки 4524 м [12], тогда как подавляющая их часть имеет существенно меньшие значения. Как было показано выше, обнаруженные в пределах Восточно-Баренцевоморской впадины месторождения относятся, вероятнее всего, к вторично-миграционным образованиям, которые были сформированы в результате внедрения даек и силлов основного состава в насыщенные первично­ миграционными скоплениями нефти слои осадков в син- и постколлизионный этап развития региона. Это неизбежно должно было привести к процессам их термического разделения на битумную, газовую и газоконденсатную составляющие и внедрению последних в верхние, более молодые структурные этажи. По нашему мнению, наиболее вероятными нефтематеринскими комплексами для первично-миграционных УВ являются верхнедевонско-нижнепермские отложения. По данным Б.А. Клубова и Е.А. Кораго [13], который проводил оценку перспектив этого возрастного интервала вдоль западного побережья Новой Земли, в нем обнаруживаются многочисленные проявления высоковязкой нефти и твердых битумов. Об этом же свидетельствуют и данные Ю.Ф. Федоровского [14] по разрезам нижнесреднедевонских, верхнефранкофоменских, турнейских и визейских отложений на островах архипелагов Новая Земля, Земля Франца-Иосифа и Шпицберген. В пределах Адмиралтейского поднятия нефтематеринскими считаются нижне­ среднепалеозойские комплексы. Очень интересными в этой связи являются данные по жидким и твердым битумам Земли Франца-Иосифа, которые повсеместно ассоциируют с дайковым комплексом долеритов и долерито-базальтов, прорывающих отложения триаса и юры [15, 16]. Наличие битумопроявлений такого рода свидетельствует о нефтеносности залегающих ниже слоев, тем более что в них имеются признаки вторично-миграционных процессов. Однако при бурении трех глубоких опорно-параметрических скважин в разных местах архипелага не были обнаружены уровни потенциально нефтеносных комплексов, а содержание в них битумов и нефти оказалось незначительным [17]. С одной стороны, столь противоречивые данные были получены в результате закономерного проявления геодинамических событий, которые привели к практически полной дегазации триас- 75