Исследования последних лет показали, что неотектонические движения являются весьма значимым фактором, оказывающим влияние на характер распространения нефтяных и газовых месторождений (Рябухина С.Г., Дмитриевская Т.В., Зайцев В.А., 1997;1998; Дмитриевская Т.В., Дворецкий П.И., Зайцев В.А., Пономарев В.А., Рябухина С.Г., 1998). Новейшие и современные геодинамические процессы могут в одних случаях способствовать сохранению и консервации ранее сформировавшихся месторождений, в других, наоборот, – их разрушению и миграции УВ. Причем в зависимости от фазового состояния УВ-флюидов влияние неотектонических движений на размещение месторождений по площади и глубине может быть существенно различным.

Для изучения влияния неотектоники на характер распределения нефтяных и газовых месторождений традиционно используются зависимости между амплитудами неотектонических движений и частотой встречаемости (площадью) рассматриваемого типа месторождений. Такой подход имеет, на наш взгляд, один существенный недостаток. Он заключается в том, что распределение значений амплитуд по площади любого нефтегазоносного бассейна никогда не бывает равномерным. Практически всегда есть определенный интервал значений, который занимает существенную часть площади, а следовательно, именно в этот интервал амплитуд неотектонических движений попадет большее число месторождений. В такой ситуации более корректным следует считать подход, при котором оценивается не частота встречаемости того или иного типа месторождений, а вероятность такой встречи. Значения вероятности (Р) рассчитываются как отношение площади месторождений, находящихся внутри выбранного интервала амплитуд неотектонических движений (Sm), к общей площади распространения этого интервала (Sn):

Р = Sm/Sn.

Для выявления эмпирических закономерностей влияния неотектоники на характер размещения месторождений УВ разного типа, находящихся в разных нефтегазоносных комплексах, авторами данной статьи были использованы сведения о местоположении 146 известных месторождений Тимано-Печорского бассейна (без Печороморской впадины), а также "Карта амплитуд неотектонических движений европейского Севера России" масштаба 1:1 000 000. Значения вероятности встречи рассчитывались для следующих типов месторождений: газовых и газоконденсатных; нефтегазоконденсатных; нефтегазовых; нефтяных. Причем отдельно рассматривались месторождения, расположенные в пяти разновозрастных нефтегазоносных комплексах. Рассмотрим полученные зависимости последовательно, от наиболее древнего ордовик-нижнедевонского комплекса до наиболее молодого верхнепермско-триасового (рисунок).

Глубина залегания ордовик-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса (O-D₁) изменяется от 1-2 км в пределах Ижма-Печорской впадины до 6 км в районе Печоро-Колвинской структурной зоны и Верхнепечорской впадины и до 9 км и более на юге Большесынинской и востоке Коротаихинской впадин. В этом же направлении возрастает мощность комплекса от 200 м до 3-4 км. Ордовик-нижнедевонский комплекс, по-видимому, не имеет региональной покрышки. В его составе присутствуют лишь зональные внутриформационные флюидоупоры. Коллекторами служат трещинно-поровые и каверново-поровые известняки и доломиты. В пределах данного комплекса встречаются два типа месторождений – нефтяные и нефтегазовые, причем вероятность встречи этих типов месторождений в зависимости от амплитуд неотектонических движений принципиально различна. Если нефтяные месторождения с наибольшей вероятностью можно встретить в интервале значений амплитуд неотектонических движений от 0 до -200 м, то нефтегазовые месторождения, напротив, приурочены к максимальным неотектоническим поднятиям от 160 до 280 м (см. рисунок, Д).

Среднедевон-нижнефранский нефтегазоносный комплекс (D₂-D₃f₁) представлен преимущественно терригенными образованиями средней мощностью 200-500 м (максимум 1800 м). Нередко наблюдается выклинивание отложений этого возраста в центральных частях палеосводов. Региональным экраном для УВ-флюидов служит широко распространенная кыновско-саргаевская глинистая толща. Промышленная нефтегазоносность комплекса установлена на юго-восточном Притиманье, в южной части Ижма-Печорской впадины, в Печоро-Колвинской структурной зоне и на Среднепечорском поднятии. Встречаются все рассматриваемые типы месторождений, при этом сохраняется общая тенденция распределения вероятностей, намеченная ранее. Нефтяные месторождения приурочены главным образом к областям активного прогибания на неотектоническом этапе, а также к областям умеренных поднятий с амплитудой до 100 м. Месторождения, содержащие газовую компоненту – нефтегазовые, нефтегазоконденсатные, газовые и газоконденсатные, располагаются в основном в областях активных поднятий с амплитудами неотектонических поднятий от 140 м (см. рисунок, Г).

Верхнефран-турнейский нефтегазоносный комплекс (D₃f₂-C₁t) имеет мощность от 500 до 2200 м. В нем преобладают нефтяные залежи, приуроченные к карбонатным отложениям саргаевско-семилукского, позднефранского и фаменского возраста. Коллекторами являются кавернозные обломочные оолитовые и онколитовые известняки. Залежи, как правило, пластово-сводового типа. Реже встречаются залежи нефти в рифогенных массивах и биогермных телах. Карбонатные отложения турнейского яруса содержат как нефтеносные горизонты, так и нефтегазоконденсатные залежи (крупнейшее Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение). Нефтяные место рождения данного комплекса можно встретить не только в областях активного новейшего прогибания, но и в областях относительно умеренных поднятий. Диапазон значений амплитуд неотектонических движений, в котором можно встретить нефтяные месторождения верхнефран-турнейского комплекса, колеблется от -180 до 220 м. Напротив, нефтегазоконденсатные месторождения располагаются в области умеренных поднятий – от 20 до 100 м (см. рисунок, В).

Верхневизей-нижнепермский нефтегазоносный комплекс (C₁v-P₁) практически на всей территории представлен карбонатами мощностью 1,0-1,5 км. Отложения комплекса перекрыты региональной гипсово-ангидритовой или загипсованной глинистой покрышкой кунгурского возраста. Промышленные скопления нефти и газа обнаружены в Печоро-Колвинской структурной зоне, Варандей-Адзьвинской зоне, Верхнепечорской, Косью-Роговской и Ижма-Печорской впадинах. Характерно преобладание массивных и пластово-массивных типов залежей. Верхневизей-нижнепермский комплекс содержит все рассматриваемые типы месторождений. Нефтяные месторождения располагаются, как и в предыдущем случае, в широком диапазоне амплитуд неотектонических движений, занимая с разной степенью вероятности интервал от -180 до 200 м. Нефтегазовые месторождения приурочены практически исключительно к областям активного прогибания. Наибольшая вероятность встречи данного типа месторождений находится в интервале значений от -180 до -100 м. Нефтегазоконденсатные месторождения с достаточно высокой степенью вероятности можно встретить как в областях умеренных неотектонических поднятий, так и умеренных прогибаний. Размах амплитуд неотектонических движений в данном случае составляет от -160 до -180 м, при этом значения вероятности для областей умеренных поднятий несколько выше, чем для прогибов. И наконец, газовые и газоконденсатные месторождения с малыми значениями вероятности встречаются в областях умеренных опусканий от -160 до -60 м, несколько более высокая степень вероятности встречи соответствует амплитудам неотектонических движений от 0 до 100 м, и максимально высокая вероятность приходится на интервал от 160 до 180 м. Таким образом, наблюдается явное смещение тренда вероятностей встречи нефтегазовых месторождений в область отрицательных амплитуд неотектонических движений, в то время как газовые и нефтегазоконденсатные месторождения имеют четко выраженное направление тренда в область новейших поднятий (см. рисунок, Б).

Верхнепермско-триасовый нефтегазоносный комплекс (P₂-T) представлен терригенными прибрежно-морскими и континентальными отложениями. Мощность комплекса изменяется от 250 до 1800 м, а в Предуральском прогибе достигает 5-6 км. Региональная покрышка для рассматриваемого комплекса отсутствует. Скопления УВ в верхнепермских отложениях приурочены главным образом к северным районам Тимано-Печорского бассейна. Здесь также выявлены все типы рассматриваемых месторождений. Нефтяные месторождения сохраняют высокую вероятность встречи в широком диапазоне амплитуд неотектонических движений от -180 до 120 м. Практически без изменений остался график, характеризующий нефтегазовые месторождения. Этот тип месторождений встречается в основном в областях активного неотектонического прогибания. Нефтегазоконденсатные месторождения наблюдаются только в областях, испытывающих слабое погружение от 0 до -100 м. Газовые и газоконденсатные месторождения встречаются лишь в областях умеренного неотектонического прогибания от -20 до -100 м и слабого воздымания от 0 до 60 м (см. рисунок, A).

Во-вторых, вероятность встречи месторождений одного типа, но находящихся в разных нефтегазоносных комплексах, закономерно изменяется в зависимости от амплитуд неотектонических движений. Так, нефтегазовые месторождения в ордовик-нижнедевонском и среднедевон-нижнефранском комплексах локализуются в областях, испытывающих активные неотектонические поднятия, а в верхневизей-нижнепермском и верхнепермско-триасовом комплексах – активное погружение. Нефтегазоконденсатные месторождения в относительно древних комплексах располагаются в областях умеренных поднятий, в верхневизей-нижнепермском комплексе – в областях умеренных поднятий и умеренных погружений, и, наконец, в наиболее молодом верхнепермско-триасовом комплексе – уже только в области умеренных погружений. Газовые и газоконденсатные месторождения в среднедевон-нижнефранском комплексе находятся главным образом в областях активных неотектонических поднятий, в верхневизей-нижнепермсксм и верхнепермско-триасовом комплексах – в областях умеренных поднятий и малоамплитудных погружений. Для чисто нефтяных месторождений прослеживается обратная тенденция: если в ордовик-нижнедевонском комплексе большинство месторождений находится в областях активных и умеренных прогибаний, то, начиная с верхнефран-турнейского комплекса значительная их часть начинает располагаться на территориях, испытывающих умеренные и активные поднятия.

Выявленные закономерности позволяют провести вероятностное прогнозирование распределения месторождений разного типа с использованием неотектонических критериев, причем раздельно для каждого нефтегазоносного комплекса Тимано-Печорского бассейна. С определенными коррективами полученные закономерности можно применить в качестве прогнозных критериев и для поиска нефтяных и газовых месторождений на смежных с Тимано-Печорским бассейном территориях.

Neotectonic movements are a very significant factor effecting on a character of oil and gas fields distribution. New and recent geodynamics may, in some cases, contribute to preservation and conservation of earlier formed fields while in other ones – their destruction and hydrocarbon migration. To reveal empirical regularities of neotectonic effect on a character of distribution of various-type hydrocarbon fields occurring in different oil and gas complexes there were used data about the fields of Timano-Pechora basin. Results of investigations showed the following:

Differences in a character of various type fields distribution within one oil and gas complex are distinctly traced.

A possibility to discover one type fields locating, however, in different oil and gas complexes varies with amplitudes of neotectonic movements.

Revealed regularities allow to make a probabilistic forecasting of various type fields using a neotectonic criteria, separately for each oil and gas complex of Timano-Pechora basin. With certain correctives, regularities obtained may be used as prognostic criteria and for oil and gas fields exploration on territories adjacent to Timano-Pechora basin.

The proposed probabilistic approach to study a connection between neotectonic parameters and a character of oil and gas potential appears to be more promising than earlier used procedures.

Нефтегазоносный комплекс: А – верхнепермско-триасовый; Б – верхневизей-нижнепермский; В – верхнефран-турнейский; Г – среднедевон-нижнефранский; А – ордовик-нижнедевонский; месторождения: 1 – нефтяные, 2 – нефтегазовые, 3 – нефтегазоконденсатные, 4 – газовые